Informe anual

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Informe anual

Informe anual 2009

Índice

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Carta del Presidente

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Consejo de administración

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Equipo directivo

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1.

2.3. Evolución de los precios mundiales

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2.4. Gestión de la demanda. Respuesta en tiempo real a precios de mercado

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2.5. Los mercados del gas

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2.6. Aspectos reglamentarios e iniciativas

El entorno económico y energético

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1.1. La coyuntura macroeconómica

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1.2. El entorno energético

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1.3. El entorno medioambiental

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2. Evolución de los mercados de la electricidad y del gas

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2.1. Mercados de electricidad en el mundo

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2.2. Tendencias en tecnologías de generación

europeas 36

3.

Evolución del mercado de la electricidad en España/Mibel

36

3.1. La contratación en el mercado de electricidad

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3.2. Mercado Diario

43

3.3. Mercado Intradiario

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3.4. Liquidación y pagos de los mercados diario e intradiario

46

3.5. Procesos de operación técnica del sistema en el sistema eléctrico español

49

70

5.

70

5.1. Actividades encomendadas a OMEL por la Normativa del Mercado

3.6. Precio horario final en el sistema eléctrico español

53

3.7. Intercambios internacionales de

OMEL

de Electricidad 72

5.2. Subastas gestionadas en el ejercicio

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5.3. Presencia internacional

77

5.4. Los medios humanos y técnicos

electricidad 60

3.8. Resultados de las subastas

de OMEL

administradas por OMEL 79 64

4.

5.5. Objetivos para 2010

Síntesis de los cambios legislativos 80

64

4.1. Normativa europea

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4.2. Normativa española

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4.3. Normativa MIBEL

6.

Perspectivas de evolución del sistema eléctrico en el 2010 y en el próximo futuro

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Informe anual 2009

Carta del Presidente Distinguidos accionistas Esta es la primera vez que tengo el honor y el privilegio de dirigirme a ustedes para dar cuenta de las actividades de OMEL en 2009 y compartir algunas reflexiones sobre el presente y futuro del mercado de electricidad en la Península Ibérica y en Europa, del que OMEL es parte integrante y esencial. El año 2009 ha sido un año difícil para la economía española. La crisis financiera que comenzó en Estados Unidos en agosto de 2007, se hizo más profunda a lo largo del año y se trasladó con rapidez e intensidad a la economía real de la totalidad de los países, tanto desarrollados como emergentes. El entorno energético condicionante de nuestra actividad tampoco ha sido fácil: las oscilaciones de precios y las caídas de la demanda han constituido la tónica general. Además, las condiciones metereológicas, especialmente desde la última parte del año, han interactuado con los condicionantes anteriores generando volatilidad en los precios y exceso de oferta. Los impactos sobre OMEL y sobre el mercado que OMEL gestiona en este turbulento entorno presentan características que deseo compartir con ustedes.

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De estos impactos, hay unos directamente derivados del menor volumen de contratación, que nos afectan porque reducen el volumen de las cantidades negociadas y, como resultado del nivel de precios, el montante económico de las mismas. Pero hay otros que, sin afectar directamente a las contrataciones actuales, pueden socavar el funcionamiento del mercado eléctrico y, por tanto, a OMEL. Las condiciones meteorológicas de agua y viento de finales de 2009 y comienzo del 2010, unidas a una presencia creciente de las energías renovables en el mercado, consecuencia de los compromisos asumidos por todos los países de la Unión Europea, han agudizado una situación de exceso de oferta que se intuye pueda aparecer con frecuencia en un futuro. Esta situación ha tenido su reflejo en una separación entre los precios en el mercado spot en España y los precios del mercado spot en Europa a partir del último trimestre de 2009, aunque los precios iniciaron un proceso de convergencia, con altibajos, desde mediados de abril de 2010. Sin embargo, la separación de precios no ocurrió en el mercado de futuros, aunque el precio español se situaba en la banda baja de los países de nuestro entorno.

El logro de los compromisos medioambientales tiene que hacerse promoviendo reducciones eficientes de costes, estableciendo mecanismos competitivos y transparentes.

La mayor parte de las causas que provocan esta separación coyuntural de los precios responde a situaciones de los propios mercados: demanda escasa, exceso de oferta, precios de los mercados de combustibles -especialmente de gas-, obligaciones contractuales que es necesario respetar so pena de ser fuertemente penalizados, cambio en el sentido de los flujos de electricidad con Portugal, uso contrario al sentido económico de la interconexión con Francia, etc. Sin embargo, también la propia regulación de los mercados eléctricos contribuye a acentuar e incluso distorsionar las tendencias del mercado. En este sentido, cabe destacar dos regulaciones: las referentes a los objetivos de participación de energías renovables en la oferta eléctrica y las relativas a la seguridad de suministro. Ciertamente, tales objetivos afectan al conjunto de los países de la Unión Europea, por lo cual las soluciones deberían abordarse de manera conjunta. Ello implica una colaboración intensa en los ámbitos del sector público y privado para avanzar hacia una progresiva integración de los mercados eléctricos. De hecho, vemos y seguimos con interés las iniciativas de organizaciones de carácter público y privado para diseñar y proponer mecanismos que den solución a los retos y compromisos de seguridad de suministro y respeto al medioambiente.

Ello exige asegurar que las señales del mercado estén presentes y que los mensajes de la regulación promuevan un desarrollo y una disponibilidad de las plantas de generación y de las redes adecuados para dar garantía al suministro. También comporta que el logro de los compromisos medioambientales tiene que hacerse promoviendo reducciones eficientes de costes, estableciendo mecanismos competitivos y transparentes de asignación que incluyan en las decisiones todos los costes asociados que cada tecnología precisa para ofrecer la energía con seguridad. Finalmente, exige el fortalecimiento e integración de los mercados europeos haciéndolos accesibles para todos. Ahora quiero referirme al segundo tipo de impactos de esta crisis que son más sutiles, pero potencialmente más perjudiciales para el modelo que OMEL representa. Me refiero al rechazo que se suele generar hacia los mercados en periodos de crisis. Quisiera detenerme un poco en el ciclo rechazo-intervención-ineficiencia, del que es muy difícil salir y que puede dañar a una empresa como la nuestra, que paradojicamente sin ser el origen del problema, es sin duda de las mejor preparadas para contribuir a la solución.

Entendemos que la eficiencia y el mercado deben estar en el núcleo de los mecanismos que se propongan.

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Informe anual 2009

Carta del Presidente El mercado eléctrico, como cualquier otro mercado, es un mecanismo eficiente para asignar los recursos, es decir, promueve la generación de la electricidad que demandan los consumidores al menor coste posible.

El mercado eléctrico, como cualquier otro mercado, es un mecanismo eficiente para asignar los recursos, es decir, promueve la generación de la electricidad que demandan los consumidores al menor coste posible. Pero el mercado no garantiza ni se le puede pedir que genere asignaciones predeterminadas, y sobre todo constantes, para todos los actores del mercado. El peligro surge cuando el mercado genera asignaciones distintas de las esperadas -por exceso de demanda, por situación de los mercados internacionales, por condiciones meteorológicas o por exceso de ofertay, si el mercado no responde a las expectativas de algunos actores, se pide la intervención del sector público para modificar un resultado que se percibe por ellos como injusto. Es entonces cuando surge el ciclo perverso antes mencionado. El problema es que la intervención pública por sí misma no garantiza que las asignaciones resultantes sean óptimas, y nunca garantizará una distribución del excedente deseable para todas las partes, especialmente en situaciones de exceso de oferta, a no ser que el sector público esté dispuesto a asumir costes exorbitantes, que son difíciles de justificar y aún más de trasladar a los consumidores o contribuyentes. Por todo ello, algunos de los actores denunciarán las ineficiencias y solicitarán nuevas intervenciones. Así pues, el riesgo al que nos enfrentamos es el de ser árbitro y operador de un mercado cada vez más intervenido y por ello menos eficiente. No es fácil soslayar ese peligro, pero hay que hacerlo con paciencia, utilizando la información y el análisis racional.

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A diferencia de otras situaciones u otros países, tenemos tiempo. El análisis mostrará que al mercado se le puede pedir eficiencia, es decir, costes mínimos, y ello implica aprovechar el recurso de menor coste disponible en cada momento, asumiendo los efectos que tal proceder tiene sobre la formación de los precios del mercado. El análisis y la información empujarán también a realizar un balance entre los costes y los beneficios de las numerosas demandas de intervención en los mercados y sus efectos a largo plazo. En este contexto cabe alertar sobre aquellos que de manera insistente demandan nuevas intervenciones porque es evidente que solo favorecerán esta opción frente al mercado si la perciben como más beneficiosa. Merece la pena que hagamos un esfuerzo para dejar de pedir al mercado cosas que no puede ni debe hacer, y le dejemos hacer lo que sí puede. En cuanto a nuestra compañía, quiero decir, ante todo, que podemos estar orgullosos del correcto funcionamiento de OMEL en 2009 tanto en términos cuantitativos como cualitativos. Además, hemos aumentado el volumen de nuestra actividad tradicional y seguimos explorando la ampliación del espectro

de actividades. El encargo de gestionar subastas en el campo del gas y de la electricidad expresa la confianza de los órganos reguladores en nuestro conocimiento y capacidad de gestión, pero sobre todo contribuye a crear un entorno mayor de competencia, que es el camino más adecuado para que los mecanismos de contratación eléctrica y de gas discurran. El permanente contacto con reguladores, agentes y asociaciones en los ámbitos español, europeo y mundial permite a OMEL ser vehículo de conocimiento y fuente de reflexión entre las partes interesadas.

En segundo lugar, quiero insistir en que estamos bien situados para acompañar y contribuir en todo este proceso de cambio que se está produciendo y que se va a intensificar en el futuro, a nivel nacional, ibérico y europeo, y así, estar en condiciones de proporcionar buenos resultados y una adecuada rentabilidad durante estos tiempos difíciles. Por último quiero destacar los avances en el proceso de integración de los mercados europeos. El 11 de diciembre de 2009 entró en vigor el Acuerdo de modificación del Convenio Internacional relativo a la constitución del Mercado Ibérico de la energía eléctrica entre el Reino de España y la República Portuguesa de 1 de octubre de 2004, alcanzado en Braga el 18 de enero de 2008. La publicación de este Acuerdo constituye un hito muy importante para el sector eléctrico ibérico ya que supone una etapa significativa de uno de los mercados regionales señalados por la Comisión Europea como antesala del mercado único europeo. A lo largo de este año seguiremos profundizando en el proceso de integración con nuestros colegas portugueses de OMIP para crear un verdadero Operador del Mercado Ibérico (OMI). Juntos debemos fortalecer el mercado spot y hacer crecer los mercados a plazo, convirtiéndonos en un prestador de servicios eficiente y eficaz. Lograrlo significa contribuir a incrementar la competencia y a garantizar la libre entrada y salida de las empresas eléctricas en el sector. También seguiremos fortaleciendo nuestra presencia en el ámbito europeo, en el que la reciente inclusión de los operadores de mercado de Italia, Bélgica y Holanda al proyecto PCR de integración de los mercados diarios de electricidad lanzado el pasado año por OMEL, Nord Pool y EPEX debe empezar a arrojar resultados. Por último, OMEL tiene que intentar involucrase en el desarrollo de otros mercados en los que nuestras personas, conocimiento y tecnología son especialmente

reconocidos; con ello, OMEL, además de ampliar su gama de actividades, contribuirá a crear un entorno más competitivo, transparente y accesible para todos los agentes, lo que sin duda contribuirá a fomentar las señales que se necesitan para incentivar la inversión. Quiero terminar transmitiéndoles que contamos con un equipo humano de gran calidad y altamente comprometido capaz de desarrollar una estrategia ambiciosa de ampliación e integración de los mercados eléctricos, al cual debemos preservar y cuidar. Quiero también agradecer el apoyo y trabajo del Consejo de Administración y de su Comisión Ejecutiva recientemente creada. En todas las compañías el respaldo de los accionistas al proyecto empresarial es esencial, pero en ésta si cabe lo es aún más por razones conocidas por todos. Juntos podemos llevar a OMEL por la prometedora senda que tenemos por delante e igualmente soslayar los obstaculos que seguro encontraremos en el camino.

Pedro J. Mejíao Presidenteo

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Informe anual 2009

Consejo de Administración Presidente Don Pedro J. Mejía Gómez

Vocales Don Eduardo Aguilar Fdez.-Hontoria

Don Emilio Andrés Recoder de Casso

Don Felipe Benjumea Llorente

Don Pedro Rivero Torre

Don José Damián Bogas Gálvez

Don Matías Rodríguez Inciarte

Don Manuel Fernández Álvarez

Don Luis Valero Artola

Don Mariano María Galí Segués

Don Antonio Zoido Martínez

Don Juan Luis López Cardenete Don Joâo Manuel Manso Neto Don Francisco Martínez Córcoles Don Emilio Ontiveros Baeza Operador do Mercado Ibérico de Energía, Pólo Português, S. A. (D. José Carvalho Netto)

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Secretario no Consejero Don Rafael Ramos Gil

Equipo Directivo Presidente Don Pedro J. Mejía Gómez

DIRECCIONES

Asesoría Jurídica Don Rafael Ramos Gil

Ofertas y Casación Don José Javier González Fernández-Castañeda

Liquidaciones Don Carlos Francisco Gamito Calvo

Sistemas de Información Don Pedro Basagoiti Satrústegui

SUBDIRECCIONES

Estudios y Relaciones externas Don Miguel Pérez Zarco *

Administración y Finanzas Don Luis Miguel López Otero

* Hasta el 30/11/2009

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Informe anual 2009

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El entorno económico y energético

Durante el último cuatrimestre de 2008 se inició la crisis más profunda que ha conocido la economía mundial desde 1929: la desconfianza en el sistema financiero provocó la parálisis en los mercados financieros, enormes pérdidas en el valor de sus activos, falta de liquidez y sequía del crédito. La crisis financiera también suscitó el hundimiento del consumo y, aunque afectó a todos los países, ha tenido un comportamiento desigual en los emergentes y en los más industrializados. 1.1. La coyuntura macroeconómica 1.1.1. El panorama mundial Las economías avanzadas comenzaron a contraerse en el cuarto trimestre de 2008 con un aumento de la intensidad recesiva en el primer semestre de 2009, en el cual la caída de la producción fue de cerca de un 4,5 %; por su parte, la mayoría de las economías emergentes, especialmente aquellas más dependientes de su sector exportador, iniciaron la contracción al final del primer trimestre de 2009 y en muchos casos el crecimiento de su producción continuó siendo positivo. Para responder a la crisis financiera, los gobiernos y los bancos centrales de los países más avanzados facilitaron liquidez a los mercados e inyectaron capital en las entidades bancarias; posteriormente

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aumentaron los gastos públicos para paliar el desplome de la demanda. Los estímulos fiscales y monetarios empezaron a dejarse sentir en el tercer trimestre de 2009, lo que, junto a una recuperación del comercio internacional, frenó el ritmo de caída del crecimiento. El resultado para el 2009 fue una disminución del 0,8 % del PIB mundial, según los últimos datos del Fondo Monetario, aunque con diferencias significativas entre países: Estados Unidos cayó un 2,5 % frente a una contracción del 3,9 % de la zona euro mientras que los mercados emergentes crecieron un 2,1%, destacando China con un 8,7 % e India con un 5,6 %. Una característica importante del contexto macroeconómico en 2009 fue la ausencia de presiones inflacionistas, debido a la debilidad de la actividad y a la general contención del

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Informe anual 2009

1. El entorno económico y energético

crédito bancario, lo que permitió a los bancos centrales mantener los tipos de interés a corto plazo en niveles históricamente bajos. En las economías avanzadas la inflación media en 2009 se situó en el 0,1%, mientras que en las economías emergentes alcanzó el 5,2 %. Los mercados monetarios se mantuvieron estables en torno a niveles similares a los que se observaban antes de la quiebra de Lehman Brothers acaecida en el mes de septiembre de 2008.

En los mercados de emisiones privadas se produjo una cierta recuperación, especialmente significativa en el caso de las empresas con menor calidad crediticia para las que se observaron descensos de las primas de riesgo. Esta evolución se reflejó en el elevado dinamismo en las emisiones de deuda empresarial, sobre todo en los últimos meses de 2009 y comienzos del presente año, vinculado con las necesidades de refinanciación de muchas empresas y la restricción en la disponibilidad de crédito bancario. En cuanto a los mercados de deuda pública, la mejoría de las perspectivas económicas, unida a las crecientes necesidades de financiación, propiciaron un repunte de las rentabilidades de largo plazo en EEUU. Por el contrario, en el área del euro la evolución de estas rentabilidades estuvo condicionada por los riesgos soberanos, de forma que se mantuvieron relativamente estables en Alemania y aumentaron en otras economías, en especial en la griega. El dólar estadounidense, que se había devaluado a lo largo de 2009, pasando de 1,32 a 1,461 dólares por euro, se ha vuelto a apreciar en 2010 tras la crisis griega y las recientes tensiones, y en marzo cotizaba a 1,34 dólares por euro.

La sostenibilidad de la recuperación económica en las economías industrializadas requiere, como condición previa, el saneamiento y la recapitalización de los bancos. Los planes públicos de estímulo económico están siendo vitales como sostén de la actividad económica, mientras el sector privado lleva a cabo un proceso de saneamiento de sus balances. La cuestión es cuándo suprimir estos estímulos: por un lado su retirada temprana puede frustrar los intentos incipientes de crecimiento, pero por otro es necesario prestar atención a la sostenibilidad de las cuentas públicas, pues estos programas han supuesto un extraordinario aumento de los déficit públicos, lo que obligará a los estados a realizar importantes ajustes para restablecer los equilibrios de sus cuentas. Las autoridades de las economías integrantes del G-20 se han comprometido a coordinar la retirada de estas medidas para no generar nuevos desequilibrios. En las economías emergentes, aparece como tarea prioritaria la prevención de burbujas en los precios de los activos y la espiral de revalorización de las monedas de algunos países que está mermando la competitividad de sus economías

1.1.2. El panorama en España España, al igual que sus socios comunitarios, se ha enfrentado a la peor crisis de su historia reciente. Según el Instituto Nacional de Estadística (INE), el PIB en España descendió un 3,6 % en 2009, tras haber registrado un crecimiento medio del 3,5 % en la última década. El caso español presenta un rasgo diferencial: la destrucción masiva del sector de la construcción, que había sido el principal motor de actividad de los últimos años. Este sector, además de ser muy intensivo en mano de obra, es un fuerte receptor de financiación bancaria; como resultado, la crisis en España ha destruido mucho empleo y ha provocado necesidades de provisiones y capitalización en los bancos y las cajas.

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La destrucción de empleo y la evolución de la población activa elevaron la tasa de paro al 18,8 % al final de 2009, lo que equivale a 4,3 millones de parados. Según la Encuesta de Población Activa (EPA), la destrucción neta de empleo se cifró en casi 1,4 millones de puestos de trabajo, con un descenso del 6,8 % respecto a 2008, acumulando un descenso de casi 1,9 millones desde el máximo alcanzado en el tercer trimestre de 2007. En el conjunto de 2009 destaca en especial la destrucción de empleo en el sector de la construcción (-23 %) y en la industria (-13,3 %). No obstante, se observó una moderación generalizada de los ritmos interanuales de caída en los meses finales del año, salvo en el sector servicios. El ajuste del empleo en 2009 se concentró en los trabajadores con contrato temporal, que afectó a un 18,4 %, frente al 0,9 % de descenso entre aquellos con contrato indefinido. La exposición del sector bancario español a las actividades de construcción y promoción inmobiliaria es un riesgo relevante por el elevado volumen de la inversión y porque se trata de un sector de actividad ligado a la evolución cíclica de la economía. Aunque el impacto negativo del sector inmobiliario sobre la banca no puede vincularse sólo al importe de la inversión -sino que depende también de la morosidad y de las garantías aportadas-, lo cierto es que el exceso de oferta y el retraso en la venta de las construcciones ha obligado a los bancos a aumentar las provisiones y a ejecutar las garantías, lo que merma su disponibilidad de capital y de oferta de crédito. En el terreno de la ejecución presupuestaria del Estado, el año 2009 acabó con un déficit de 99,8 miles de millones de euros, según el criterio de Contabilidad Nacional, lo que representa un 9,5 % del PIB.

El deterioro del saldo fue muy superior al previsto inicialmente, como consecuencia de la intensificación de los gastos a lo largo del año y de la caída de los ingresos. Uno de los principales riesgos de la economía española en 2010 es la posibilidad de que se produzca un incremento de tipos de interés en Europa empujados por la subida del precio del petróleo y la recuperación de las principales economías europeas. Si tal subida se produjera antes de que en España se inicie dicha recuperación económica, se retrasaría el ajuste patrimonial de las familias y empresas, lo que a su vez frenaría el despegue de la economía.

1.2. El entorno energético 1.2.1. Caída del consumo y subida de precios del petróleo La Agencia Internacional de la Energía estimó en Noviembre de 2009 una caída del consumo energético mundial para 2009 de un 2 %, algo que no había ocurrido desde 1981. A pesar de ello, la tendencia general de los precios del petróleo ha sido al alza, pues el rango de precios del barril estaba entre 30 y los 40 dólares a finales de 2008 y ha subido hasta los 75 y los 85 dólares en el primer trimestre de 2010. Así y todo, la situación del mercado de petróleo es de exceso de oferta: por un lado, la OPEP ha ido incrementando su producción en proporción directa a los crecientes precios; por otro, aunque la demanda se recuperó algo en el cuarto trimestre, en la subida de precios están influyendo más las expectativas que la propia recuperación. Por tanto, la percepción del mercado es que las cotizaciones de las materias primas energéticas en general, y las del

Uno de los principales riesgos de la economía española en 2010 es la posibilidad de que se produzca un incremento de tipos de interés en Europa empujados por la subida del precio del petróleo y la recuperación de las principales economías europeas.

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Informe anual 2009

1. El entorno económico y energético

El desarrollo del gas no convencional cambiará la estructura del mercado gasístico y acentuará el desacoplamiento ya iniciado entre los precios del petróleo y los del gas.

petróleo en particular, están siendo valoradas en el corto plazo por su carácter de “activo de inversión”. En este contexto, la evolución de los precios del petróleo mantiene una elevada sensibilidad a las variables financieras, las mismas que a su vez son afectadas por la evolución de la economía mundial. Por estas razones, las perspectivas de consenso a corto plazo defienden un precio medio para 2010 algo superior a los 80 dólares.

1.2.2. La irrupción del gas no convencional En el entorno energético del año 2009 importa señalar un fenómeno: el desarrollo del gas no convencional, que puede alterar de forma significativa los precios futuros del gas y por tanto el precio del mercado español de electricidad, muy influido por las ofertas de las centrales de gas de ciclo combinado. La cuestión pendiente es cómo va a evolucionar la producción de gas no convencional y cómo se van a ver afectados el precio y el balance oferta-demanda, cuando la recuperación de la demanda de gas está siendo muy lenta. La opinión más generalizada es que el desarrollo del gas no convencional cambiará la estructura del

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mercado gasístico y acentuará el desacoplamiento ya iniciado entre los precios del petróleo y los del gas. A este respecto es importante señalar lo que está sucediendo en Estados Unidos, donde la proliferación de torres de perforación de pozos horizontales es buena muestra de la magnitud del boom provocado por el gas no convencional. Este tipo de torres, localizadas fundamentalmente en las zonas prospectivas de shale gas (gas procedente de esquistos), ha ido incrementándose a un ritmo creciente, mientras que el número de torres de perforación de pozos de gas convencional presenta escasos crecimientos. La situación hace prever un incremento de la producción de gas no convencional estadounidense en 2010 frente a una probable disminución de la producción convencional. Además, hay que tener en cuenta que el gas no convencional se obtiene de distintas fuentes, entre ellas el gas de las perlitas compactadas y el de las areniscas de baja permeabilidad, así como el metano de las capas de carbón; este tipo de formaciones geológicas abunda en muchas partes del planeta, por lo que, según las estimaciones más optimistas, se podrían incrementar en un 60 % las actuales reservas probadas de gas del mundo.

Por último, cabe subrayar que los precios del gas continúan desacoplados respecto a los del petróleo y no han experimentado las subidas de este último, a pesar de que durante el cuarto trimestre de 2009 y los meses de enero y febrero de 2010 se han recuperado algo como consecuencia -fundamentalmente- de las bajas temperaturas generalizadas y de la mayor demanda asiática.

1.2.3. Las perspectivas energéticas El informe de la AIE, World Economic Outlook 2009, ofrece un “Escenario de Referencia” de la evolución del consumo energético mundial, considerado como el más probable en ausencia de políticas específicas para cambiar de rumbo. En él se prevé que la demanda mundial de energía primaria aumente un 1,5 % anual entre 2007 y 2030 y pase así de algo más de 12.000 millones de toneladas equivalentes de petróleo (tep) a 16.800 millones de tep, es decir, se calcula un incremento total del 40 % en el período. En el escenario de referencia, los combustibles sólidos seguirán siendo la principal fuente de energía primaria y representarán más de las tres cuartas partes del incremento del consumo de energía primaria entre 2007 y 2030. El petróleo es el combustible fósil más utilizado y su consumo constituirá en el 2030 el 30 % de la energía primaria consumida, con lo que pasaría de 85 millones de barriles por día a 105 millones de barriles por día. Destacan dos características de este crecimiento del petróleo: el 97 % del incremento se puede atribuir al sector transporte y la totalidad de los aumentos provendría de los países emergentes. También crecerá la demanda de gas y carbón, asociada, fundamentalmente, con la generación de electricidad, pues el escenario estima que el incremento de la demanda eléctrica será de un 2,5 %

anual. El carbón llegará a representar un 44 % de la energía utilizada para generar electricidad, mientras que las energías renovables no hidráulicas pasarán de suponer un 2,5 % de la generación de electricidad a un 8 %. Entre las renovables, la energía eólica obtendrá la mayor cuota, pues se prevé que podría satisfacer alrededor del 4,5 % de la generación de electricidad en 2030. Este escenario de referencia tiene implicaciones alarmantes para el cambio climático. Las emisiones de CO2 pasarían de 28,8 Gigatoneladas en 2007 a 34,5 Gigatoneladas en 2020 y 40,2 Gigatoneladas en 2030, lo que equivale a un crecimiento medio anual de las emisiones de 1,5 % durante todo el periodo. La extrapolación de esta tendencia conduce a concentraciones de gases de efecto invernadero de 1000 ppm (partes por millón), muy superiores al objetivo de estabilización de las concentraciones en 450 ppm, lo que podría generar una subida de las temperaturas de hasta 6ºC. Para conseguir el objetivo de estabilización, a fin de evitar una catástrofe climática, el citado informe de la AIE también incluye un “Escenario 450” que describe las políticas

energéticas necesarias a tal fin y sus consecuencias. Según el ”Escenario 450” ello sería posible con un aumento de la demanda de energía de un 20% entre 2007 y 2030, lo que correspondería a un incremento medio anual del 0,8%. De ser así, las emisiones mundiales de CO2 relacionadas con la energía alcanzarían un punto máximo de 30,9 Gigatoneladas justo antes de 2020, para disminuir a partir de ese año hasta llegar a 26,4 Gigatoneladas en 2030, es decir, 2,4 Gigatoneladas por debajo del nivel de 2007 y 13 Gigatoneladas por debajo del nivel previsto en el Escenario de Referencia. El “Escenario 450” implicaría 10,5 billones de dólares de inversión adicional al Escenario de Referencia, de los cuales el 45 % tendrá que destinarse al sector de transporte, el 25 % a edificios y equipamiento doméstico, el 17 % a centrales térmicas y el 10 % a la industria. La cuestión es, en qué medida el conjunto de los países están dispuestos a establecer las políticas y las regulaciones que garanticen un “Escenario 450”. La respuesta conlleva luces y sombras.

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Informe anual 2009

1. El entorno económico y energético • El límite máximo de la subida de la temperatura media hasta el año 2050 con respecto a la de 1900 se fijo en 2ºC. • Los países industrializados del Protocolo de Kyoto fijarán sus objetivos de reducción de emisiones para 2020 durante 2010, pero no lo han hecho todavía. • Los grandes países emergentes, Brasil, China, Corea, India, Indonesia, México y Sudáfrica moderarán el ritmo de sus emisiones de CO2 con límites autoimpuestos. • Las naciones más pobres y los estados insulares en desarrollo podrán emprender acciones voluntarias para mitigar sus emisiones. • Los países industrializados crean un fondo para apoyar a los países más pobres a implantar medidas de lucha contra el cambio climático. Las aportaciones a ese fondo serían durante el periodo 2010 a 2012 de 30.000 millones de dólares, y de unos 100.000 millones de dólares anuales a partir de 2020. • Se creará también un fondo para financiar iniciativas de lucha contra la

1.3. El entorno medioambiental 1.3.1. La Conferencia de Copenhague La XV Conferencia Internacional sobre el Cambio Climático celebrada en Copenhague, desde el 7 al 18 de diciembre de 2009, pretendía preparar objetivos para reemplazar los del Protocolo de Kioto que termina en 2012. La cita en Copenhague no logró un tratado vinculante, pero es importante resaltar algunos de los acuerdos alcanzados:

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deforestación de países en desarrollo con grandes áreas boscosas o selváticas. A pesar del carácter no vinculante de los acuerdos, cabe señalar que, mientras el Protocolo de Kioto no incluyó a los países en vías de desarrollo ni a EEUU, ahora se han adherido todos, salvo Venezuela, Nicaragua, Cuba, Bolivia y Sudán. La entrada de EEUU en escena es un avance y también que este país haya llegado a un acuerdo, aunque sea de mínimos, con China. Por otro lado, el compromiso de los grandes países emergentes de reducir la emisión de gases de efecto invernadero aceptando una supervisión es un acuerdo esperanzador por cuanto el aumento esperado de sus emisiones en los escenarios de referencia representa más de la mitad de los aumentos de emisiones.

1.3.2. El paquete europeo de lucha contra el cambio climático El Consejo de Ministros de la Unión Europea acordó en diciembre de 2008 un conjunto de medidas para combatir el cambio climático, en el que se compromete a una reducción del 20 % de las emisiones en 2020 sobre el nivel de 1990. Las políticas para el logro de este objetivo descansan en tres pilares: la fijación de un límite a las emisiones, que se instrumenta a través de los derechos de emisión y de su comercio; la participación de las energías renovables en un 20 % del total de las energías consumidas en el interior de la Unión Europea y un aumento de la eficiencia energética de un 20 %. El mercado de los derechos de emisión -pieza clave de las disposiciones contra el cambio climático de la Unión Europea- fue regulado para el periodo de 2005 a 2012 por la directiva 2003/87/CE. A partir de 2012 se aplicará una nueva directiva -la 2009/29/CE de 23 de abril de 2009que corrige algunas deficiencias de la

El compromiso de los grandes países emergentes de reducir la emisión de gases de efecto invernadero aceptando una supervisión es un acuerdo esperanzador.

vigente, y perfecciona y amplía el régimen comunitario de dichos derechos de emisión. La nueva directiva amplía, en primer lugar, la cobertura del esquema mediante la inclusión del sector aéreo, aunque permanece excluido del control de emisiones el sector marítimo. En segundo lugar, establece un único límite de emisiones para toda la UE, lo que evitará las distorsiones transnacionales derivadas de la existencia de límites nacionales distintos. En tercer lugar, los derechos de emisión dejan de ser gratuitos, pasarán a ser onerosos y se adjudicarán mediante subastas. En el sistema anterior, como cada Estado miembro tenía discrecionalidad en la asignación de derechos de emisión, podía ocurrir que empresas de un mismo sector recibieran derechos distintos dependiendo de la localización de las plantas de producción y de las tecnologías utilizadas, lo que produce distorsiones en la elección de las tecnologías. En cuanto a las subastas para el reparto de derechos de emisión, se contemplan dos posibilidades en función de los sectores. En aquellos en

que se puede trasladar el coste del derecho directamente al consumidor (por ejemplo, sector eléctrico), el 100 % de los derechos se asignará mediante subasta. Para el resto de los sectores se mantiene una asignación parcial gratuita, y el porcentaje de derechos subastados irá aumentando anualmente hasta 2020, fecha en que la totalidad de los derechos será subastada. Importa destacar que la integración entre los mercados primarios y secundarios de derechos de emisión es una necesidad para determinar la senda de los porcentajes de derechos que deben ser subastados en aquellos sectores sometidos a la competencia de paises sin restricciones a las emisiones de carbono. La política de energías renovables de la UE -recogida en la directiva 2009/28/CE del Parlamento Europeo y del Consejo de 23 de abril de 2009establece que cada país deberá fijar objetivos nacionales coherentes con el propósito de que la energía de fuentes renovables represente al menos un 20 % del consumo final bruto de energía de la Comunidad para 2020. La Directiva establece la cuota a cada uno de los Estados miembros. Además, cada Estado velará porque la participación de

17

Informe anual 2009

1. El entorno económico y energético El Real Decreto-Ley 6/2009, de 30 de abril, establece mecanismos para garantizar la sostenibilidad del sistema retributivo de las instalaciones de generación de energías renovables.

energía procedente de fuentes renovables en todos los tipos de transporte en 2020 sea como mínimo equivalente al 10 % de su consumo final de energía en el transporte. En este aspecto, cabe destacar la falta de armonización de las políticas de apoyo a las energías renovables en los países de la UE, lo que dificultará el desarrollo de mecanismos de intercambio de derechos sobre producción de energías renovables, de forma que éstas se produzcan en aquellos países donde tal generación disfrute de más ventajas competitivas. La política comunitaria específica de eficiencia energética se desarrolla sobre cinco soportes: Primero, el marco político general y las medidas adoptadas dentro del Plan de Acción para la Eficiencia Energética de la UE. Segundo, los planes nacionales de acción para la eficiencia energética basados en la Directiva 2006/32/EC, que define un marco de esfuerzo común para conseguir un ahorro de un 9 % en el año 2016. Tercero, el marco jurídico del sector de consumo (edificios) y productos consumidores de energía más importantes. Cuarto, los instrumentos políticos complementarios, como la financiación dirigida, la información y la

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creación de redes del tipo del «Pacto entre Alcaldes» y «Energía sostenible en Europa», y, por último, la colaboración internacional sobre eficiencia energética. Responde a este propósito una norma reciente -la directiva 2009/33/CE del Parlamento Europeo y del Consejo, de 23 de abril de 2009- relativa a la promoción de vehículos de transporte por carretera limpios y energéticamente eficientes (Texto pertinente a efectos del EEE), que tiene por objeto promover y estimular el desarrollo de un mercado de este tipo de vehículos. Obliga a los poderes públicos y otros operadores a tomar en consideración, en el caso de adjudicaciones de contratos públicos de vehículos de transporte, el impacto de la utilización de dichos vehículos durante su vida útil en términos de consumo de energía, emisiones de CO2 y otros contaminantes. Novedades de política ambiental para el sector eléctrico en España El Real Decreto-Ley 6/2009, de 30 de abril, establece mecanismos para garantizar la sostenibilidad del sistema retributivo de las instalaciones de generación de energías renovables, con excepción de la energía fotovoltaica. Crea el Registro de pre-asignación de

retribución que permitirá conocer, en los plazos previstos en el propio Real Decreto, las instalaciones que están proyectadas, y que cumplen las condiciones para ejecutarse y acceder al sistema eléctrico. Ello permite calcular el impacto de las nuevas instalaciones sobre la tarifa eléctrica y la fecha en que se produce tal impacto. La Ley 6/2009 incluye una Disposición adicional, la segunda, que hace referencia a la revisión del régimen de comercio de derechos de emisión, estableciendo obligaciones de notificación a los sectores que se van a incorporar a dicho regimen a partir de 2012. Esta Disposición responde a la necesidad de transponer urgentemente al ordenamiento jurídico nacional algunas disposiciones de dos directivas comunitarias: la Directiva 2008/101/CE del Parlamento Europeo y del Consejo, de 19 de noviembre de 2008, por la que se modifica la Directiva 2003/87/CE con el fin de incluir las actividades de aviación en el régimen comunitario de comercio de derechos de emisión de gases de efecto invernadero, y la Directiva 2009/29/CE del Parlamento europeo y del Consejo por la que se modifica la directiva 2003/87/CE para perfeccionar y ampliar el régimen comunitario de comercio de derechos de emisión. El avance del Plan de Renovables 2011-2020, enviado por el Ministerio de Industria, Turismo y Comercio a la Comisión Europea en cumplimiento de la propia directiva comunitaria sobre la materia (2009/28/CE), contempla que la participación de las energías renovables en el consumo final bruto de energía en España será de un 22,7 % en el año 2020, casi tres puntos superior al objetivo obligatorio fijado por la Unión Europea para sus Estados miembros. Asimismo, el citado Plan estima que la aportación de las renovables a la producción de energía eléctrica alcanzará el 42,3 %, con lo que España también

en activos del Estado y podrán enajenarse, en particular si resultan innecesarias para atender los compromisos de reducción de España en el marco del Protocolo de Kioto.

superará el objetivo fijado por la UE en este ámbito (40 %). España hace saber en el informe enviado a Bruselas que está interesada en aprovechar las oportunidades que ofrecen los mecanismos de flexibilidad recogidos en la Directiva, en especial las transferencias estadísticas basadas en acuerdos bilaterales y proyectos conjuntos con terceros países. El Anteproyecto de Ley de Economía Sostenible, cuyos ejes principales son la sostenibilidad ambiental y la mejora del entorno económico y de la competitividad, está actualmente en fase de tramitación en las Cortes Generales. El Anteproyecto introduce dos novedades importantes en lo referente a emisiones:

En materia de ahorro y eficiencia energética, el Anteproyecto establece los principios de la política energética: garantía de la seguridad del suministro, la eficiencia económica y el respeto al medio ambiente. Para la Administración General del Estado y organismos públicos vinculados se adelanta al año 2016 el objetivo de ahorro energético del 20 % con relación al año 2005. Dentro de los programas que se aprueben, se establecerán requisitos mínimos de calificación energética de los edificios y vehículos que integran el patrimonio de las Administraciones Públicas. Se incluye, además, un compromiso de elaboración de una planificación integral del sistema eléctrico a fin de promover la eficiencia y ahorro energético en el sector. Otros aspectos importantes de la norma incluyen la creación de la Conferencia Sectorial de Energía, como órgano de coordinación entre el Estado y las CCAA en materia de planificación energética, y la fijación de 40 años como tiempo de vida útil de las centrales nucleares.

• Se creará un “sello” que certifique la reducción de emisiones, que conferirá un valor adicional a las tecnologías de baja intensidad de carbono, al tiempo que aumentará la transparencia de la información sobre responsabilidad medioambiental de las empresas. • Se establecerá un fondo público para la compra de créditos de carbono. Las reducciones certificadas de emisiones y las unidades de reducción de emisiones adquiridas por el fondo se constituirán

19

Informe anual 2009

2

Evolución de los mercados de la electricidad y del gas

El concepto fundamental que ha liderado la evolución de los mercados de electricidad ha sido el de la integración de la programación operativa del suministro eléctrico diario con los precios resultantes de la negociación entre la oferta y la demanda. La aplicación de esta idea se basa en sólidos principios económicos y técnicos, claves para una competencia eficaz y eficiente, que se opone a los riesgos elevados y a los sobrecostes en mercados limitados, o ineficaces. Este concepto, que ha impulsado un notable desarrollo en la liberalización de los mercados eléctricos, a veces encuentra detractores, que tratan de

Una explosión evolutiva

frenar su desarrollo utilizando argumentos ideológicos y comerciales. En la siguiente figura se puede observar de forma resumida cuál ha sido la evolución de los mercados en las últimas décadas. A la vista de la trayectoria seguida por la liberalización eléctrica, se puede concluir que la clave de los mercados eficientes es

Precio marginal en MISO, Singapur, California, ERCOT, . . .

Liberalización

Mercado en Irlanda, . . . California y caida de Enron ... Mercado en Ontario, Alberta, . . . Mercado de precio marginal en NZ, PJM, NYISO, NEPOOL, . . . Mercado en Noruega, Argentina, Malasia, España, . . . Pool del RU (basado en ofertas/precio spot)

Diseño directivas U.E.

Mercado de Chile (Liquidación al coste marginal) Diseño mercado FERC PURPA (Reg. Esp. al coste evitado) Derecho financiero de capacidad de Hogan

Respuesta al cambio Precio nodal de Schweppe

Método de optimización 1960

20

1970

1980

1990

Precio marginal de Hogan

2000

2010

21

Informe anual 2009

2. Evolución de los mercados de la electricidad y del gas la integración de los precios resultado de los mismos y de las operaciones físicas. Las formas y los grados de integración pueden ser diferentes según las situaciones de los distintos entornos, aunque generalmente, a más integración hay más competencia entre los participantes en el mercado y los mercados se vuelven más eficaces. No obstante, no se debe obviar la realidad de que en muchas partes del mundo existe una cierta oposición política y comercial a tal integración.

2.1. Mercados de electricidad en el mundo

relativos a su evolución, resultados obtenidos y a las iniciativas existentes de acoplamiento entre los mismos.

En la 14ª Conferencia Anual de la Asociación de Operadores de Mercado APEx, celebrada en Boston del 11 al 13 de octubre de 2009, se trató, entre otros temas, sobre la situación de los mercados de electricidad en el mundo.

En el caso de Nordpool (países nórdicos) se estudió en detalle la estructura de todos los mercados que gestiona:

Además, cada vez se está mostrando con más claridad que los mercados que combinan la integración de la programación del suministro del producto con los precios resultantes de la negociación del mismo pueden ser utilizados para un elevado número de mercaderías. En el caso del gas natural ya se está poniendo de manifiesto de manera palpable.

2.1.1. Mercados en Estados Unidos

Las principales tendencias que se señalaron fueron las siguientes:

La mayoría de los mercados de los Estados Unidos (New England, New York, PJM, MISO y CA) tienen una estructura similar: • Existencia de Precios nodales (LMP), pudiéndose efectuar reservas de capacidad entre nudos. • Sistema de multiliquidación con mercados diarios y sistemas físicos en tiempo real. Proporcionan a los operadores la posibilidad de diseñar un sistema fiable y a los participantes en el mercado la posibilidad de cubrir sus riesgos financieros. En cuanto a los mercados de capacidad, existen diferentes estructuras: • Nueva Inglaterra y PJM disponen de un mercado de capacidad basado en subastas a plazo. Se puede comprar hasta con 4 años de anticipación la capacidad de utilización de las líneas de transporte. • Nueva York gestiona un mercado mensual de capacidad basado en la curva de demanda. Se puede comprar con una antelación de un mes capacidad para el mes siguiente.

2.1.2. Mercados en Europa En la revisión de los mercados europeos se analizaron básicamente los aspectos

22

• Mercado financiero (Nord Pool ASA-bilateral). • Mercado diario (NPS Elspot). Produce precios horarios por zonas y dispone de mecanismos para manejar las congestiones basados en subastas implícitas/market splitting. • Mercado intradiario (NPS Elbas). Mercado continuo para ajustes después de Elspot y hasta una hora antes del tiempo real. • Servicios de balance. Un único comprador en el mercado (TSO a TSO). Un aspecto de interés fue el análisis de la penetración de las energías renovables en el mercado de electricidad irlandés (SEMO, “Single Electricity Market Operator”), totalmente integradas en el funcionamiento del mismo. Está previsto que sean la fuente de generación dominante en el 2020, momento en que representarán un mínimo del 40 % de la energía total comercializada. Entre los proyectos en marcha, que se consideran críticos, se encuentra la interconexión con el Reino Unido. Después de permanecer en estudio durante 30 años, finalizó su fase preparatoria de diseño y consecución de permisos de todo tipo en el año 2009. Se espera que comience su construcción en el año 2010 y pueda entrar en operación en el año 2012. Al analizar los resultados de los distintos mercados, una de las conclusiones destacables que se obtuvo fue que, cuando la generación a partir de energías renovables representa un volumen significativo sobre el parque total de generación de electricidad, los precios

tienden a bajar de forma notable, sobre todo en horas valle. Ello es consecuencia de que parte de los ingresos que obtienen esas tecnologías se determinan fuera de las reglas del mercado.

2.1.3. Mercados en Asia/Pacifico El inicio de actividades de un operador de mercado en la India demuestra que disponer de un mercado organizado de electricidad es una opción cada vez más extendida a nivel mundial. El modelo de mercado que se ha implantado es similar al de NordPool, e inicialmente opera con un mercado diario. En mayo de 2009 sólo negociaba el 0,85 % de la energía total gestionada en el sistema. En este momento todavía hay poca energía disponible a corto plazo, y la comercialización de productos no está estandarizada. La estandarización de los contratos se espera que incremente la liquidez del mercado. El 92 % de la energía se negocia a largo plazo. Entre los conceptos clave utilizados para el diseño del mercado se encuentran, entre otros, la separación obligatoria de actividades de propiedad de las redes y de la gestión de las mismas, el acceso universal a las redes y la posibilidad de que el consumidor elija suministrador.

El mercado diario está basado en suministros físicos y los productos que se contratan están diseñados específicamente para el mercado de la India, contemplando el riesgo cantidad/precio. La casación se efectúa por parejas de compradores y vendedores. Hay que hacer notar que en la India existe una sola zona horaria, a pesar de su notable tamaño. El 1 de julio de 2009 empezó a operar el operador australiano del mercado de la energía (AEMO), que realiza funciones operativas, de desarrollo y de planificación para los mercados del gas y de la electricidad dentro de una única organización. AEMO es propiedad del Gobierno en un 60 % y de los participantes en el mercado en el 40 % restante. Sus principales funciones son las de gestionar el mercado nacional de electricidad como operador del mercado y del sistema, operar el mercado de gas y los gasoductos de Victoria, operar los mercados minoristas de gas y electricidad del este y sudeste de Australia, planificar el desarrollo a medio y largo plazo de las redes de gas y electricidad y el desarrollo del mercado de la energía y de los proyectos

Cuando la generación a partir de energías renovables representa un volúmen significativo sobre el parque total de generación de electricidad, los precios tienden a bajar de forma notable, sobre todo en horas valle.

23

Informe anual 2009

2. Evolución de los mercados de la electricidad y del gas La utilización futura del carbón estará condicionada por la puesta en marcha de tecnologías de captura y almacenamiento de C02

relevantes relacionados con la comercialización a corto plazo y el sistema australiano de previsión de generación eólica (AWEFS).

2.2. Tendencias en tecnologías de generación El consumo de energía, y más concretamente, el de energía eléctrica, es un indicador del bienestar material, por lo que es de esperar que siga su tendencia creciente en los próximos años, estando impulsado por el incremento en la dotación de elementos electrónicos en los hogares y por el crecimiento de la población en los países en vías de desarrollo. Este crecimiento se moderará en la medida que los programas de eficiencia energética tengan un mayor éxito. En este sentido, se continúa trabajando en nuevas formas de generar electricidad, con mayor eficiencia y menor impacto sobre el entorno, así como en el desarrollo de sistemas que permitan un uso más inteligente de la energía. De acuerdo con lo anterior, cualquier desarrollo del mix de generación debe tener en cuenta la seguridad del

24

abastecimiento, y la sostenibilidad medioambiental y económica. Las principales tendencias actuales en tecnologías de generación se pueden sintetizar en los siguientes puntos: • Tecnología Nuclear. Hay una tendencia mundial a incrementar la generación de electricidad de origen nuclear. Mientras en 2004 la generación nuclear fue del orden de 2.740 TWh anuales (16 % de la generación mundial), en el 2030 se prevé que la generación de origen nuclear se sitúe entre los 3.300 y los 4.100 TWh anuales, con una capacidad nuclear instalada del orden de 498 GW, y un consumo total de electricidad del orden de los 33.750 TWh/año. Actualmente se encuentran en construcción 56 centrales nucleares en países como China, India, Bulgaria, Japón, Rusia, Corea del Sur, Finlandia o Francia. En Europa, están en periodo avanzado de construcción una central de 1.600 MW en Finlandia y otra central similar en Francia, habiendo sido aprobada una nueva central en cada uno de dichos países (ambas del tipo EPR reactor de agua a presión europeo-). En Bulgaria están en construcción dos centrales de tecnología rusa.

Hay que destacar que recientemente Estados Unidos (EEUU) ha vuelto a poner en marcha su programa nuclear, parado desde hace tres décadas, al apoyar el Gobierno actual la financiación para la construcción de dos nuevos reactores. Esta iniciativa representa un notable soporte al desarrollo futuro de la energía nuclear en todo el mundo. Las razones que han motivado esta decisión por parte del Gobierno han sido los altos costes energéticos actuales, la necesidad de incrementar la seguridad de suministro y la lucha contra el cambio climático. • Energías Renovables. A pesar de la crisis económica a nivel mundial, la capacidad de la energía eólica que, según el GWEC, entró en operación a nivel mundial en 2009 ascendió a 37.500 MW, un 31% más que la instalada en 2008. China fue el líder mundial en la instalación de esta tecnología de generación en el año 2009, doblando su capacidad de generación por quinto año consecutivo. En 2009 incrementó en 13.000 MW su capacidad instalada, lo que supuso incorporar a su sistema eléctrico un tercio de la nueva capacidad total instalada a nivel mundial. La tendencia es que cada vez tendrá un mayor peso la generación a partir de energías renovables de todo tipo (eólica, solar, mareomotriz, etc). El reto que sin duda hay que resolver en los próximos años son los desarrollos de tecnologías de almacenamiento de energía y de redes inteligentes. Otro reto importante, al que en parte todavía no se ha hecho frente por parte de los Gobiernos, es el de trasladar a los consumidores los costes reales que lleva asociado este tipo de tecnología. • Ciclos combinados de gas natural. Durante los últimos años se han puesto en marcha un elevado número de centrales de ciclo combinado de gas natural. Las ventajas de este tipo de centrales son que tienen un rendimiento

debido al aumento significativo de la demanda de energía que se prevé. Es fundamental que se establezca un marco para desarrollar y difundir las tecnologías que permitan utilizar de forma sostenible el carbón, es decir, de reducir las emisiones de CO2 procedentes de la utilización del carbón para la producción de electricidad.

elevado, que existen importantes reservas de gas natural, que proporcionan una combustión más limpia que la del carbón y que además emiten menos CO2. En el momento actual están en construcción o en avanzado estado de desarrollo en Europa 106 proyectos con una potencia de 61,1GW. • Centrales de Carbón. La abundancia y extensión de las reservas de carbón a nivel mundial están favoreciendo su permanencia como fuente de producción de energía eléctrica. Sin embargo, las elevadas emisiones de CO2 asociadas a esta tecnología están actuando como freno a su desarrollo en ciertas regiones. Es de destacar que las emisiones de CO2 derivadas de la producción de electricidad a partir de carbón ascendieron en 2005 a un 70 % del total de las emisiones procedentes de la producción de electricidad en la UE, lo que representó un 24 % de las emisiones de todos los sectores en aquel año.

Las mejoras conseguidas en las tecnologías del carbón (aumento de la eficiencia energética, disminución de las lluvias ácidas y de las situaciones de contaminación atmosférica local debidas a las emisiones de SO2, de NOx y de partículas) demuestran que son posibles avances tecnológicos significativos, especialmente mediante la tecnología de captura y almacenamiento del carbono. Según un informe de mayo de 2009 del Global BBC Institute, el número de proyectos a nivel mundial de captura de CO2 (CCS) ascendía a 499 de los que 224 eran pequeños proyectos de investigación y desarrollo. De los 275 restantes, 78 están en ejecución, 135 en fase de planificación, 34 proyectos están funcionando, 26 han sido cancelados y 2 proyectos se encuentran parados por sus promotores. Por zonas geográficas, un 37% se encuentran en EEUU, un 24 % en Europa, el 10 % en Australia y Nueva Zelanda, un 6 % en China, un 4 % en Japón y el 9 % restante en otras áreas del mundo. La utilización futura del carbón estará condicionada por la puesta en marcha de tecnologías de captura y almacenamiento de CO2, para lo que entre otras cosas será necesario localizar yacimientos geológicos adecuados para su confinamiento y disminuir los costes de esta tecnología.

En las próximas décadas, la producción a partir de carbón va a ser cada vez más importante en la generación de energía de determinadas regiones del mundo (especialmente en China y en la India)

25

Informe anual 2009

2. Evolución de los mercados de la electricidad y del gas 2.3. Evolución de los precios mundiales A continuación se presenta la evolución de los precios de un conjunto de mercados organizados desde el año 2008 hasta el 31 de marzo de 2010. Para el análisis de la evolución de los mercados eléctricos no europeos, y debido a su especial relevancia, se han seleccionado los mercados de Alberta en Canadá, PJM en Estados Unidos y Victoria en Australia.

Precio y demanda - OMEL (España) e/MWh

60

GWh 25.000

e/MWh

Años 08 a mar 2010 Variación 09: -46,2%

80

GWh 4.800

70

4.200

60

3.600

50

3.000

40

2.400

30

1.800

20

1.200

10

600

20.000

45

15.000

30

10.000

15

5.000

0

09 Precio

2010

08

Demanda

e/MWh 120

GWh 24.000

100

20.000

80

16.000

60

12.000

40

8.000

20

4.000

0

0

09 Demanda

2010

Demanda

Precio y demanda - PJM (EE.UU.) Años 08 a mar 2010 Variación 09: -26,7%

08

09 Precio

Precio y demanda - GME (Italia)

Precio

0

0

0

08

26

Los precios en el mercado de AEMO en Victoria (Australia) han bajado un 9,5 % hasta situarse en 36,5 $Aus/MWh, con un

Precio y demanda - OMEL (Portugal) Años 08 a mar 2010 Variación 09: -42,6%

75

En el mercado de PJM en la costa este de los Estados Unidos, con uno de los volúmenes de contratación de energía más elevados, casi 600.000 GWh en 2009, se ha producido un precio medio de 37,2 $USA/MWh, inferior en un 44 % al del año anterior. Los precios se han movido en una horquilla de 28,6–44 $USA/MWh con el mínimo en enero y el máximo en febrero, siendo agosto el mes de máxima demanda.

2010

Años 08 a mar 2010 Variación 09: -44,1%

$USA/MWh 100

GWh 100.000

80

80.000

60

60.000

40

40.000

20

20.000

0

0

08

09 Precio

Demanda

2010

Precio y demanda - EPEX (Francia)

Precio y demanda - NordPool/Elspot e/MWh

Años 08 a mar 2010 Variación 09: -21,1%

80

GWh 40.000

70

35.000

60

30.000

50

25.000

40

20.000

30

15.000

20

10.000

10

5.000

0

09 Precio

Años 08 a mar 2010 Variación 09: -37,8%

8.000

60

6.000

40

4.000

20

2.000

0 08

2010

09 Precio

Demanda

Precio y demanda - Victoria (Australia)

2010

Demanda

Precio y demanda - Alberta (Canada) Años 08 a mar 2010 Variación 09: -9,5%

$Aus/MWh 140

GWh 10.000

80

0

0

08

e/MWh 100

GWh

$Can/MWh

Años 08 a mar 2010 Variación 09: -49,9%

GWh

14.000

140

120

12.000

120

6.000

100

10.000

100

5.000

80

8.000

80

4.000

60

6.000

60

3.000

40

4.000

40

2.000

20

2.000

20

1.000

0

0

08

09 Precio

Demanda

máximo en el mes de enero de 125,5 $Aus/MWh y un mínimo de 22,4 $Aus/MWh en el mes de agosto. El invierno austral coincide con el mes de máxima demanda que es julio. Los precios en el mercado de Alberta en Canadá han bajado un 49,9 % respecto al año anterior, hasta los 45,1 $Can/MWh, con un máximo en el mes de enero de 93 $Can/MWh y un mínimo de 21,3 $Can/MWh en el mes de diciembre, que se corresponde con la demanda máxima.

2010

0

7.000

0

08

09 Precio

2010

Demanda

Con relación a nuestro entorno, los precios en los mercados eléctricos europeos han evolucionado de forma similar y tienden a corto plazo a converger entre sí, excepto en el caso del mercado italiano. Estos mercados reflejan precios volátiles durante el año 2009, mostrando una tendencia de precios a la baja en el último trimestre del año, que se mantiene a lo largo del primer trimestre de 2010. En cuanto a la evolución mensual, debe destacarse que durante 2009 se ha producido una disminución significativa de los precios en todos los mercados

27

Informe anual 2009

2. Evolución de los mercados de la electricidad y del gas europeos. Tomando el precio medio mensual del mercado diario, se observa un estrechamiento de la banda de fluctuación. En la parte alta se sitúa Italia con 76,5 e/MWh y en la parte baja NordPool con 35 e/MWh. APX, Power UK y EPEX-Francia quedan en la banda alta de 43-48 e/MWh. Por último, tanto España como Alemania se sitúan en la banda baja, en torno a los 37-39 e/MWh. En España, el precio medio fue de 37,0 e/MWh durante el año 2009,

Precio y demanda - EPEX (Alemania) e/MWh

Para analizar la evolución a lo largo de los últimos años de los precios medios diarios trimestrales de los mercados organizados europeos se han

Precio y demanda - APX (Holanda) Años 08 a mar 2010 Variación 09: -40,5%

GWh

e/MWh

Años 08 a mar 2010 Variación 09: -44,1%

GWh

18.000

90

80

14.400

75

2.500

60

2.000

60

10.800 45

1.500

40

7.200 30

1.000

15

500

100

3.000

3.600

20

0

0

08

09 Precio

08

Demanda

e/MWh 80

GWh 800 700

60

600

50

500

40

400

30

300

20

200

10

100

0

0 09 Demanda

2010

Demanda

Precio y demanda - Power UK (R. Unido)

70

08

09 Precio

Años 08 a mar 2010 Variación 09: -33,0%

Precio

0

0

2010

Precio y demanda - OPCOM (Rumania)

28

situándose en un valor bajo de los mercados de nuestro entorno, si bien con menores variaciones respecto a la media que otros mercados. Esto ha llevado a incrementos significativos en la exportación e importación de energía cuando los precios eran respectivamente inferiores o superiores a los precios de los países centroeuropeos.

2010

Años 08 a mar 2010 Variación 09: -50,1%

£/MWh 100

GWh 1.000

80

800

60

600

40

400

20

200

0

0

08

09 Precio

Demanda

2010

Precio medio mensual Europex e/MWh Años 08 a mar 2010

100 90 80 70 60 50 40 30 20 08

2010

09 Omel-España

Omel-Portugal

seleccionado los mercados de Alemania, España, Francia, Holanda, Italia, Reino Unido, Rumanía y los países nórdicos. El análisis de los precios medios mensuales en el período de 2008 a marzo de 2010 refleja la mayor convergencia seguida por los precios europeos, excepto Italia. Durante el año 2008, se apreciaron subidas generalizadas en todos los mercados. Desde el inicio del año 2009 se produjo un descenso que se mantuvo hasta mediados de 2009. Esto guarda, sin duda,

Epex-Alemania

APX-Holanda

NordPool

Epex-Francia

GME-Italia

EXAA-Austria

relación con la tendencia seguida por los precios de los mercados de materias primas energéticas. Por último, cabe señalar como hecho destacable el acoplamiento que se produce en los precios de la electricidad en los países nórdicos desde la inauguración del cable que atraviesa el Mar Báltico, que le permite exportar sus excedentes en períodos de precios bajos, cuando disponen de reservas hidráulicas. El desacoplamiento en precios se produce en Italia cuando los mismos descienden en el resto de Europa.

29

Informe anual 2009

2. Evolución de los mercados de la electricidad y del gas

La instalación de contadores inteligentes permitirá poder aplicar al consumo el precio que resulte en el mercado en ese período.

2. 4. Gestión de la demanda. Respuesta en tiempo real a precios de mercado En la actualidad los sistemas eléctricos en gran parte de los países del mundo todavía están diseñados para que la producción modifique su comportamiento en función de los movimientos de la demanda. Históricamente las empresas eléctricas han facturado a los clientes con una tarifa única por kWh consumido que, aunque algunas veces discriminaba algunos periodos horarios, no ha tenido en cuenta fielmente el coste real de generar y hacer llegar la electricidad al punto de consumo. La instalación de contadores electrónicos, que permiten facturar el consumo que se realiza en cada hora, y el avance en las redes inteligentes hacen prever que estamos próximos a poder dar un paso importante para que los consumidores y los productores desarrollen pautas de producción y consumo que puedan tener en cuenta los costes asociados a la decisión que toman. Además, la puesta en marcha de nuevos sistemas

30

de control ayudará a hacer frente a los nuevos retos que plantea el futuro mix de producción, donde cada vez se incorpora mayor capacidad de producción de energías renovables que no son gestionables. La instalación de contadores inteligentes, que recogen el consumo en periodos horarios, permitirá poder aplicar al consumo el precio que resulte en el mercado en ese período. Ésta es una línea de actuación a nivel mundial para lograr que la demanda responda al movimiento dinámico de precios que se producen en los mercados eléctricos. Otra línea interesante de desarrollo son las redes inteligentes, que se deben basar en los aspectos siguientes: • Consumidores que actúen con criterio económico. Son consumidores que, siendo sensibles al precio, disponen de tecnologías que les permite seguir su consumo en tiempo real y pueden actuar sobre el mismo con sistemas de regulación según reglas preestablecidas. Son el punto base para que, mediante el uso de las redes inteligentes, se consiga el objetivo de

mejorar la eficiencia de los sistemas y el ahorro energético. • Empresas de servicios eficientes, que actuando de intermediarios, den un servicio que vincule el coste en tiempo real de la electricidad producida y el precio en tiempo real que se factura a los consumidores. • Mercados eficientes. Mercados que dispongan de plataformas que permitan informar al productor y al consumidor en tiempo real e integrarlo con sus sistemas y lógicas de decisión. Deben implantarse soluciones duraderas, dinámicas y económicamente eficientes para la operación de la red eléctrica y para el control del productor y del consumidor. Con respecto a los pasos a seguir para avanzar en la creación de estas redes, es importante contar con el impulso de las empresas generadoras y de los transportistas. Desgraciadamente, todavía nos encontramos en la fase preliminar de definición de los estándares que deberían seguir las tecnologías y en cómo debería ser su desarrollo. Una vez superada esa fase habrá que definir la estructura de los mercados que deberán soportar esas redes inteligentes y, posteriormente, implementarlas. Dentro de los elementos que se consideran claves para el desarrollo de las redes inteligentes destacan el estado de las tecnologías, su coste, la recuperación de las inversiones, el coste y la complejidad de facturar a los clientes y el cómo afectaría al comportamiento de los consumidores. Resulta fundamental desde el punto de vista estratégico para los generadores, los distribuidores y los transportistas la coordinación entre la planificación de las redes de transporte y las decisiones de los inversores en plantas de generación.

2.5. Los mercados del gas De acuerdo a las previsiones de la Agencia Internacional de la Energía (AIE), el mundo está haciendo frente a un exceso de suministro de gas natural y predice que los precios del mismo caerán en los próximos años. En consecuencia, el mercado del gas se ha convertido ya en el último año en un mercado de compradores y es previsible que esa situación se mantenga a medio plazo. Entre las causas que explican esta situación se encuentran la crisis económica global, el incremento en la producción norteamericana de gas y el aumento de la disponibilidad del gas no convencional que se prevé para los próximos años. El incremento de la producción de gas no convencional ha tenido como consecuencia el retraso en la puesta en explotación de algunos yacimientos de gas, como el de Shtokman de Gazprom. A esta situación se añade un aumento muy importante de infraestructura disponible a nivel mundial, tanto de gasoductos como de plantas de licuefacción y regasificación. La situación podría inclusive agravarse si se sigue potenciando el uso de fuentes de energía renovable y de energía nuclear para la producción de electricidad.

2.5.1. Situación de los mercados (Plazo, spot, balances) En general los mercados de gas natural en 2009 se han mostrado débiles, tanto en los mercados spot como en los mercados forward y en los mercados a largo plazo. En cuanto a los mercados minoristas domésticos, en la mayoría de los países de la Unión Europea disminuyeron los precios del gas antes de impuestos, excepto en Bulgaria, Lituania y Croacia, donde se produjeron unas subidas importantes. Las bajadas de precios más importantes se produjeron en Alemania, Polonia y Suecia.

31

Informe anual 2009

2. Evolución de los mercados de la electricidad y del gas En promedio, el precio del gas natural del Henry Hub en el año 2009 fue de 3,96 $/MBtu.

Evolución de los precios del gas $/MBtu Años 08 y 09

20

16

12

8

4

0 ene 08

abr 08

jul 08

Precio medio Japón Fuente: Unión Fenosa Gas

oct 08

ene 09

Precio medio Corea

abr 09

jul 09

oct 09

Henry Hub

Precio medio EE.UU.

NBP

Una situación similar ocurrió con los consumidores industriales, cuyos precios subieron en Bulgaria, Croacia y Portugal y se mantuvieron o disminuyeron en los demás países.

cuando alcanzó los 12,67 $/MBtu, hasta septiembre de 2009, donde alcanzó el precio mínimo del año 2009 (2,95 $/MBtu), para finalizar el año en los 5,35 $/MBtu en el mes de diciembre.

2.5.2. Precios internacionales del gas natural

En promedio, el precio del gas natural del Henry Hub en el año 2009 fue de 3,96 $/MBtu, notablemente inferior a los 8,84 $/MBtu de 2008.

El precio spot del gas natural del Henry Hub, referencia que se utiliza profusamente para seguir los precios del gas natural, ha seguido una tendencia continuamente decreciente desde junio de 2008,

Esta situación de precios ha tenido su correspondencia en los mercados mundiales. Aunque la demanda de gas

Evolución precio gas natural Henry Hub $/MBtu

Años 08 mar 2010

14,000 12,000 10,000 8,000 6,000 4,000 2,000 0,000 ene 08 feb

mar

abr

Precio spot mensual

32

may

jun

jul

ago

sep

Precio medio spot anual

oct

nov

dic

ene 09 feb

mar

abr

may

jun

jul

ago

sep

oct

nov

dic ene 10 feb

mar

Fuente: Oilnergy

continuó siendo baja, la caída de precios se frenó en el último trimestre del año, como se pone de manifiesto en la gráfica que recoge la evolución de los precios en diversas zonas del mundo en los años 2008 y 2009.

en el año 2009 y la procedencia del gas natural licuado consumido en Europa en ese periodo. Como se observa en los gráficos, los principales proveedores europeos son Qatar y Argelia, seguidos por un segundo grupo formado por Nigeria, Trinidad y Tobago y Egipto. Teniendo los demás suministradores una cota muy inferior.

2.5.3. Gas Natural Licuado Los precios del gas natural licuado (GNL) siguieron durante el último año la misma tendencia que los precios del gas natural.

Por países, el mayor importador europeo de gas natural licuado es España, seguido por Francia, Reino Unido y Bélgica. Es de señalar que sólo España importa tanto GNL como esos tres países de manera conjunta.

En los gráficos adjuntos se muestra el consumo de gas natural licuado en Europa

El gas natural licuado en Europa (Por destinos) Millones de toneladas de GNL Año 2009

24 Qatar 28,1%

21

Argelia 27,4%

Guinea Ecuatorial 0,3% - Australia 0,2% Yemen 0,2% - Abu Dhabi 0,1% - Bélgica 0,1% Libia 1,1% Oman 2,0% Noruega 3,4%

18 15 12

Egipto 10,7%

9 6

Trinidad 12,4%

3

Nigeria 14,0%

0 España

Francia

Reino Unido

Bélgica

Italia

Portugal

Fuente: Unión Fenosa Gas

El gas natural licuado en Europa (Por procedencias) Millones de toneladas de GNL Año 2009

16

España 41,8%

14 Grecia 1,2%

12

Portugal 4,3%

10

Italia 6,1%

8

Bélgica 10,1%

6 4

Reino Unido 16,2%

2

Francia 20,3%

0 Qatar

Argelia

Nigeria

Trinidad

Egipto

Noruega

Omán

Libia

Guinea Australia Yemen Ecuatorial

Abu Dhabi

Bélgica

Fuente: Unión Fenosa Gas

33

Informe anual 2009

2. Evolución de los mercados de la electricidad y del gas 2.6. Aspectos reglamentarios e iniciativas europeas

14 de agosto de 2009 en el Diario Oficial de la Unión Europea, siendo aprobado por el Parlamento Europeo en abril y por el Consejo de Europa en junio.

2.6.1. Iniciativas de la UE

El paquete consta de las directivas 2009/72 y 2009/73, sobre normas comunes para el mercado interior de la electricidad y del gas respectivamente y de tres reglamentos. El primero de ellos define las condiciones de acceso a la red para el comercio transfronterizo de electricidad. El segundo desarrolla las condiciones de acceso a las redes de transporte de gas natural. Finalmente, el tercero crea la Agencia de Cooperación de los Reguladores de la Energía (ACER).

Durante el ejercicio 2009 se han producido avances en los principales proyectos de normativa comunitaria relativa a la energía, especialmente en lo que se refiere al Mercado Interior. Entre estos avances, destaca el correspondiente al tercer paquete legislativo, o IME 3. El tercer paquete legislativo, que incorpora las últimas medidas legislativas de la UE para liberalizar aún más sus mercados de gas y electricidad, se publicó el viernes

2.6.2. Foros de Florencia y de Madrid Los Foros Europeos de Regulación de los sectores de electricidad y gas natural (Foros de Florencia y Madrid), fueron constituidos por la Comisión Europea para el intercambio de opiniones entre los diversos participantes del mercado, con el objeto de fomentar la creación de un mercado único de energía europeo. En ambos foros participan representantes de la Comisión Europea, los Reguladores, los Estados miembros, los operadores del mercado y del sistema y representantes de la industria energética y los consumidores. Ambos foros tienen un componente informal, ya que sus decisiones no son vinculantes. Foro de Florencia El Foro de Florencia se ha reunido en dos ocasiones en el año 2009, el 4 y 5 de junio y el 10 y 11 de diciembre. Entre los principales temas que se han tratado se encuentran los siguientes: • Mecanismo de acoplamiento de precios. En la reunión de junio, el Foro de Florencia mostró su acuerdo en que el mecanismo de acoplamiento de precios es la mejor solución para la integración

34

de los mercados diarios, e impulsó la puesta en marcha de los trabajos asociados al proyecto PCR de acoplamiento de mercados en Europa promovido por OMEL, EPEX Spot y Nord Pool Spot. El 18 de marzo de 2010 se unieron al proyecto APX-Endex, Belpex, y GME. Las características básicas del proyecto PCR son: – Se utilizará un algoritmo de casación común para los tres operadores de mercado. – Cada operador de mercado operará su propio sistema y mantendrá su independencia. – Se basará en las regulaciones y las soluciones nacionales y regionales existentes. El proyecto PCR de acoplamiento de mercados está abierto a otros operadores de mercado que se quieran unir a la iniciativa. • Tercer paquete legislativo. Adicionalmente en el Foro de Florencia se han tratado los elementos esenciales del tercer paquete del mercado interior. En la reunión de diciembre, la Comisión recordó al Foro que los Estados miembros son responsables de la transposición oportuna y correcta de las Directivas de electricidad (2009/72/EC) y del gas (2009/73/EC) en sus leyes nacionales.

El plazo de la transposición finaliza el 3 de marzo de 2011. La Comisión ofrecerá ayuda a los Estados miembros durante el período de la transposición, publicando notas interpretativas sobre aspectos clave (separación de actividades, independencia de los reguladores, etc.), organizando reuniones bilaterales con los Estados miembros y, en su caso multilaterales, para discutir cuestiones relativas a la transposición, ya que se considera muy importante una transposición correcta y en plazo de las Directivas en los 27 Estados miembros. • Iniciativas regionales. También se analizaron los avances efectuados en las iniciativas regionales y sobre la creación por parte de la asociación de reguladores de la energía europeos, (ERGEG), de un grupo de trabajo orientado a su gestión. Se señaló que una mejora en la coordinación vertical redundaría en el resultado del trabajo. En la reunión de diciembre se presentó un borrador final, que fue remitido para comentarios a los Reguladores, Estados miembros e interesados en el sector. • Coordinación interregional para la gestión de las congestiones. Se presentó por el Grupo de Coordinación del Proyecto (PCG) una propuesta de modelo europeo para la gestión de las congestiones en el mercado de la electricidad y de una hoja de ruta tentativa para su puesta en práctica. El Foro subrayó la necesidad de continuar el trabajo, poniendo en marcha proyectos concretos y aceptó la oferta de ERGEG para avanzar a través de un grupo consultivo específico, donde estarían representadas todas las partes interesadas,

que así podrían continuar asesorando a ERGEG en la supervisión de los trabajos y colaborar en la solución de los aspectos que pudieran obstaculizar su progreso. Los proyectos a poner en marcha serán los tres siguientes: – Un proyecto, liderado por ENTSO-E, para desarrollar un sistema para el cálculo a nivel europeo de la capacidad de las interconexiones, basado el cálculo de flujos sobre un modelo común. – Un proyecto, liderado por ENTSO-E, para desarrollar el comercio en el mercado intradiario y, en su caso, para su puesta en práctica. – Un proyecto, dirigido por la Comisión, que diseñe un marco normativo para el acoplamiento de los mercados diarios. A continuación se implementaría un acoplamiento europeo común a todos los mercados diarios antes de 2015, utilizando el mecanismo de acoplamiento de precios. • Reglamento sectorial para el comercio de la energía. La Comisión informó en el Foro de Florencia que se ha iniciado la preparación de una iniciativa reguladora sobre la transparencia y la integridad de los mercados al por mayor de la electricidad y el gas (con la posibilidad de incluir los mercados de emisiones) y que va a solicitar comentarios sobre las distintas opciones del diseño básico.

y demanda gasista. Durante la celebración del Foro, diferentes instituciones presentaron sus informes elaborados sobre el desarrollo y los logros de las diferentes Iniciativas Regionales de Gas (GRI), creadas por ERGEG en 2006. Mediante este programa, ERGEG estableció tres mercados gasistas regionales en Europa, región Noroeste, (NW) región Sur-Sureste (SSE) y región Sur (S); esta última engloba España, Portugal y Francia. El objetivo es avanzar en la integración de los mercados de gas existentes en cada región para finalmente conseguir desarrollar un único mercado gasista europeo.

Foro de Madrid El Foro de Madrid, que celebró su 17ª edición en la sede de la Comisión Nacional de Energía durante los pasados 14 y 15 de enero de 2010. Se centró en analizar la capacidad actual de las redes europeas para satisfacer las necesidades de la demanda, en cómo minimizar la dependencia de un único suministrador en la Europa Oriental y en valorar el impacto de la crisis mundial sobre la oferta

35

Informe anual 2009

3

Evolución del mercado de la electricidad en España/Mibel

El año 2009 se ha caracterizado por una caída de la actividad económica, disminución de los precios del mercado con respecto a 2008, y creciente importancia de la generación a partir de energías renovables, lo que unido a una sustancial caída de la demanda y a una menor utilización de las centrales térmicas, ha tenido como consecuencia una reducción significativa, del orden del 21% de las emisiones de CO2 respecto a 2008. 3.1. La contratación en el mercado de electricidad El volumen de contratación en el mercado diario e intradiario, y en los procesos de gestión técnica en el sistema eléctrico español ha ascendido

Contratación en España: Energía

Contratación en España: Volumen económico Me

Años 08 y 09 Variación 09: -41,1%

2.000

Años 08 y 09 Variación 09: -3,2%

GWh 30.000

1.800

27.000

1.600

24.000

1.400

21.000

1.200

18.000

1.000

15.000

800

12.000

600

9.000

400

6.000

200

3.000 0

0 ene

feb 2008

36

en el año 2009 a 11.191 Me y a 261.846 GWh, lo que supone una disminución del 41,1 % y del 3,2% respectivamente, en relación al año anterior. Estas disminuciones son debidas a la bajada de los precios y de la demanda final.

mar

abr may jun 2009

jul

ago

sep

oct

nov

dic

media

ene

feb 2008

mar

abr may jun 2009

jul

ago sep

oct

nov

dic

media

37

Informe anual 2009

3. Evolución del mercado de la electricidad en España/Mibel

Es significativa la disminución de la demanda final durante este año en el sistema eléctrico español que ha sido del orden del 4,5 %, si bien esta tendencia ha cambiado en los tres primeros meses del año 2010 en los que se ha producido un incremento de la demanda final del 4,9 % con respecto al 1er trimestre del año 2009.

contratos “take or pay” de centrales de ciclo combinado o el cambio en el sentido del flujo en la interconexión con Portugal y la disminución de las exportaciones a Marruecos, ha llevado a una disminución de los precios del mercado. Esta disminución ha provocado un cambio en el sentido del flujo a través de la conexión con centroeuropa que ha pasado de ser importador a exportador, pero en magnitud muy inferior al descenso de las exportaciones a través de las otras fronteras. El cambio de sentido en la frontera entre los sistemas

La disminución de la demanda, así como el incremento de la aportación del régimen especial y de la producción hidráulica en el sistema español, unido a otros factores como la finalización de

español y portugués se ha debido al incremento de la aportación de instalaciones de producción eólica e hidráulica en el sistema portugués, lo que ha llevado a esta interconexión a tener un flujo importador desde Portugal, especialmente a final de año, cuando en el año previo era netamente exportador. El saldo exportador del sistema eléctrico español ha pasado de 11.040 GWh en el año 2008 a 8.104 GWh en el año 2009. Para la interconexión entre los sistemas eléctricos español y portugués el saldo

Energía ejecutada por unidades de venta en contratos bilaterales físicos nacionales españoles MWh

Año 09

25.000

20.000

15.000

10.000

5.000

0

ene

feb

Total bilaterales nacionales

38

mar

abr

may

jun

jul

ago

sep

oct

nov

dic

En los tres primeros meses del año 2010 se ha producido un incremento en la demanda final del 4,9 % con respecto al mismo período del 2009.

de programas en el 2008 fue exportador en una cantidad de 9.439 GWh, siendo para el año 2009 de 4.790 GWh, lo que significa una disminución del 49 %. Durante el año 2009 se ha mantenido un porcentaje de bilaterales físicos con respecto al PBF (programa base de funcionamiento) en la zona española descendente, con una disminución más destacada entre mayo y mediados de julio, que se recupera a partir de la segunda quincena de julio. El porcentaje anual medio durante el año ha sido del 34,7 %. La potencia instalada de las diferentes tecnologías no ha sufrido grandes cambios, salvo las correspondientes a las instalaciones de ciclo combinado y a las instalaciones de producción eólica. El incremento de potencia instalada de ciclos combinados durante el 2009 ha sido de 569 MW en el sistema eléctrico español y de 846 MW en el sistema portugués, lo que representa un incremento del 5,95 % para el conjunto del MIBEL respecto de la potencia al inicio de año. El incremento de potencia de las instalaciones eólicas a lo largo del año 2009 en el sistema eléctrico español ha sido de 1.694 MW, lo que representa un 11,25 % respecto de la potencia al inicio de año.

Energía por tecnologías en España Años 08 y 09

29,3%

1,6%

20,4%

2008 15,5% 7,3% 2,5% 13,0%

10,4%

23,0% 2,0%

19,1% 11,7%

2009

10,4%

17,1% 3,0% 13,6%

Carbón Fúel-gas Hidraúlica Nuclear Ciclo combinado Importación Eólica Resto R. Especial

Cobertura de la demanda por tecnologías en España GWh/día

Años 08 a mar 2010

1.000 900 800 700 600 500 400 300 200 100 0 ene 08 Carbón

abr 08 Fúel

Nuclear

jul 08 Hidráulica

oct 08 Ciclo combinado

ene 09 Importación

abr 09 Eólica

jul 09

oct 09

ene 2010

R.E. Mercado

39

Informe anual 2009

3. Evolución del mercado de la electricidad en España/Mibel Se ha producido una coincidencia a final de año de varios factores, que han llevado a una disminución del precio del mercado diario.

La utilización de las diversas tecnologías en la cobertura de la demanda ha sido muy diferente en el año 2009 respecto al año anterior, especialmente al final del mismo, debido a la alta hidraulicidad y a la alta producción del régimen especial, donde destaca de forma significativa la aportación de las instalaciones eólicas. El incremento de ambas tecnologías en los sistemas eléctricos español y portugués, junto con la disminución de la demanda y de las disminuciones de las exportaciones a Marruecos ha llevado a la reducción del hueco térmico de las tecnologías marginales. En concreto, en el sistema eléctrico español, donde las tecnologías

Energía por tecnologías en Portugal Años 08 y 09

17,9%

21,9%

12,9%

2008

25,1% 20,2% 2,1%

11,8% 27,3% 14,9%

2009

21,5%

23,9% 0,7%

Carbón Fúel-gas Régimen especial

Hidraúlica Importación Ciclo combinado

Cobertura de la demanda por tecnologías en Portugal GWh/día

Años 08 a mar 2010

200 180 160 140 120 100 80 60 40 20 0 ene 08 Carbón

40

abr 08 Fúel-gas

jul 08 Hidraúlica

oct 08

Ciclo combinado

ene 09 Importación

abr 09

Régimen especial

jul 09

oct 09

ene 2010

marginales son fundamentalmente el carbón y especialmente el ciclo combinado, éstas han tenido una disminución importante, del 24 % para el conjunto del carbón, (incluido el carbón de importación), destacando una reducción en hulla antracita y lignito negro en el entorno del 43 %, y una disminución del 14 % en la producción con las centrales de ciclo combinado. El porcentaje en la participación en la cobertura de la demanda de las instalaciones de carbón nacional ha sido inferior al 15 % establecido por la Ley 54/1997 de 27 de noviembre, lo que ha llevado al desarrollo, previsto en la legislación, de los cambios necesarios en el mercado para garantizar el 15 % de producción con carbón nacional a lo largo del año 2010. El 1 de julio de 2009 desaparecieron las tarifas integrales, con la entrada en vigor de la comercialización de último recurso. Es de destacar que el coste de la adquisición de la energía por dichas comercializadoras a precio libre se refleja en las tarifas de último recurso que se tiene en cuenta para el establecimiento de las mismas el resultado de las subastas CESUR celebradas desde dicha fecha.

3.2. Mercado diario

al mes de diciembre de 2009 con un valor de 3,04 ce/kWh.

El volumen de contratación en el programa resultante de la casación del mercado diario en el sistema eléctrico español ha ascendido en los doce últimos meses a 7.854,7 Me y a 207.271 GWh. Los precios medios mensuales aritméticos del mercado diario en el sistema eléctrico español durante el año han variado, desde el mayor correspondiente al mes de enero de 2009 con un valor de 4,99 ce/kWh, al menor correspondiente

Como se ha comentado en el apartado anterior, se ha producido una coincidencia a final de año de varios factores, como el incremento de la producción de régimen especial e hidráulica, la bajada de la demanda, y la finalización de contratos “take or pay” de las instalaciones de ciclo combinado, que han llevado a una disminución del precio del mercado diario, siendo el precio medio diario mínimo histórico de

Compras de comercializadores y consumidores directos en España GWh/semana

Años 08 a mar 2010

5.000 4.500 4.000 3.500 3.000 2.500 2.000 1.500 1.000 500 0 ene 08

abr 08

jul 08

Mercado diario + contratación bilateral

oct 08

ene 09

abr 09

jul 09

oct 09

ene 2010

Mercado intradiario

41

Informe anual 2009

3. Evolución del mercado de la electricidad en España/Mibel Durante el 2009, se ha mantenido la correlación entre los precios del diario y del intradiario.

0,34 ce/kWh correspondiente al 31 de diciembre de 2009. Estos efectos han provocado que el precio horario del mercado diario haya sido cero en el sistema español en 16 horas durante el mes de diciembre de 2009. Esta tendencia se ha mantenido al comienzo del año 2010, donde se han producido precios cero en el primer trimestre del año en 232 horas. Esta situación coyuntural se refleja en la comparación de los precios del sistema eléctrico español con los precios

Energía y precio del mercado diario en España ce/kWh

Años 08 a mar 2010

18

GWh 900

16

800

14

700

12

600

10

500

8

400

6

300

4

200

2

100 0

0 ene 08

abr 08

Precio máximo

jul 08 Precio medio

oct 08 Precio mínimo

ene 09

abr 09

jul 09

oct 09

ene 2010

Energía diaria

Energía y precio del mercado diario en Portugal ce/kWh

Años 08 a mar 2010

16

160

14

140

12

120

10

100

8

80

6

60

4

40

2

20 0

0 ene 08

abr 08

Precio máximo

42

GWh

jul 08 Precio medio

oct 08 Precio mínimo

ene 09 Energía diaria

abr 09

jul 09

oct 09

ene 2010

centroeuropeos, si bien los precios de contratos a futuros indican un diferencial de precios muy inferior al que se ha dado en el primer trimestre del año.

Mercado intradiario 2009. Volumen de energía por hora negociado en cada sesión

Sesiones de Intradiario PMA ES=3,695ce/kWh

3.3. Mercado Intradiario

Etotal=33.978GWh

PMA PT=3,722ce/kWh

MWh 3.200

El análisis comparativo del año 2009 respecto el año 2008, permite obtener los siguientes resultados:

Intradiario 1

2.400

PMA ES=3,666 ce/kWh Etotal=18.657GWh PMA PT=3,711ce/kWh

1.600 800 0

Intradiario 2

• La contratación de energía en el programa resultante de casación en el mercado intradiario en este periodo ha ascendido a 31.340 GWh y 1.126,8 Me, lo que supone un aumento del 42,32 % y un descenso del 19,87 % respectivamente.

PMA ES=3,599 ce/kWh Etotal=4.761GWh PMA PT=3,605ce/kWh

Intradiario 3 PMA ES=3,679ce/kWh Etotal=1.956GWh PMA PT=3,716 ce/kWh

Intradiario 4 PMA ES=3,680 ce/kWh Etotal=1.723GWh PMA PT=3,750ce/kWh

• El precio medio aritmético del mercado intradiario en el sistema eléctrico español en este periodo ha sido de 3,69 ce/kWh, lo que supone una disminución del 43,01%, respecto al año anterior.

Intradiario 5 PMA ES=3,839 ce/kWh Etotal=1.588GWh PMA PT=3,855ce/kWh

Intradiario 6

El volumen total de energía negociado en el mercado intradiario para el MIBEL ha sido de 33.978 GWh, lo que significa un 12,49 % sobre los 272.060 GWh negociados entre el mercado diario y el mercado intradiario en el conjunto del año. La diferencia entre los precios medios anuales del mercado diario e intradiario han disminuido en el año 2009, siendo esta diferencia de 0,001ce/kWh, frente a 0,043 ce/kWh del año anterior.

PMA ES=3,897ce/kWh Etotal=1.660GWh PMA PT=3,909 ce/kWh

20

22

24

02

04

06

08

10

12

14

16

18

20

22

24

Comparativa de los precios medios aritméticos diarios del mercado diario y del mercado intradiario. Sistema eléctrico español ce/kWh

Año 09

7 6 5

Se ha mantenido la correlación entre los precios del diario y del intradiario.

4 3 2 1 0

ene

feb

Mercado diario

mar

abr

may

jun

jul

ago

sep

oct

nov

dic

Mercado intradiario

43

Informe anual 2009

3. Evolución del mercado de la electricidad en España/Mibel 3.4. Liquidación y pagos de los mercados diario e intradiario

dos formas: directamente o a través de un representante. El representante presenta ante el operador del mercado las ofertas de los titulares de las instalaciones a las que representa.

3.4.1. Liquidación Durante el año 2009, diariamente, se realizó la liquidación y facturación del mercado diario e intradiario, gestionados por OMEL, cuyos cobros y pagos se hicieron con periodicidad semanal de acuerdo con la normativa vigente.

Con objeto de facilitar dicha participación, los titulares de las instalaciones, y de acuerdo con las posibilidades que les permite la normativa vigente, pueden elegir dos formas de liquidación: • Directamente al titular de la instalación. • Al representante que participó en el mercado.

3.4.2. Liquidación del régimen especial que participa en el mercado Todo el régimen especial participa en el mercado de producción. La participación se puede llevar a cabo de

El Real Decreto 485/2009 estableció que las instalaciones que se acojan a la opción de retribución mediante una tarifa regulada, en el caso de que deseen participar en el mercado a través de un representante, éste sólo puede hacerlo en nombre propio. La liquidación realizada por OMEL se complementa con la liquidación realizada por Red Eléctrica y la que efectúa la Comisión Nacional de Energía que abona la prima equivalente o la prima, según se hayan acogido a la tarifa regulada o no.

3.4.3. Evolución de los cobros y pagos La evolución de los cobros y pagos de los agentes en el mercado diario e intradiario durante el periodo que transcurre desde enero de 2009 hasta marzo de 2010 ha experimentado una disminución importante motivada por el fuerte descenso de los precios del mercado diario e intradiario, así como por la disminución de la energía contratada. En el gráfico de evolución semanal relativa del precio, energía y volumen económico del mercado diario e intradiario, donde se ha puesto el valor de referencia 100 en la primera semana de

Evolución semanal del volúmen económico negociado y liquidado Me/semana

Años 08 a mar 2010

400 350 300 250 200 150 100 50 0 ene 08 Importe Cesur

44

abr 08 Importe Mercado

jul 08

oct 08

ene 09

abr 09

jul 09

oct 09

2010

2008, puede verse la evolución de estas tres magnitudes desde enero de 2008. Mientras la evolución de la energía mantiene unos volúmenes semejantes a los del año anterior, con excepción de unos meses a mitad del año debido a la variación de la contratación bilateral, los precios se han reducido en un 50 %, con un valor mínimo en la última semana del año. El volumen económico semanal en el año 2009 tuvo un valor máximo de 252 Me y un valor mínimo de 111 Me.

La liquidación realizada por OMEL se complementa con la liquidación realizada por REE y la que efectúa la Comisión Nacional de Energía.

Evolución semanal relativa del precio, energía y volumen económico del MD y MI % Años 08 a mar 2010

140%

120%

100%

80%

60%

40%

20% ene 08

abr 08

Volumen negociado

jul 08 Energía

oct 08

ene 09

abr 09

jul 09

oct 09

ene 2010

Precio

45

Informe anual 2009

3. Evolución del mercado de la electricidad en España/Mibel 3.5. Procesos de operación técnica del sistema en el sistema eléctrico español

Separación horaria de mercados en el mercado diario %

Año 09

50 45 40

Los procesos de operación técnica son gestionados por el operador del sistema español. En el año 2009, el volumen de energía involucrada en el conjunto de estos procesos fue de 13.733 GWh lo que supone el 5,1 % de la contratación.

35 30 25 20 15 10

El proceso de solución de las restricciones técnicas permite resolver los problemas de carácter técnico que se prevén en las redes de transporte y distribución. Para ello, en una primera fase se realizan las modificaciones del programa de generación resultado de la casación del mercado diario, al alza o a la baja, y en una segunda fase se reequilibra la generación y el consumo.

5 0 1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

17

18

19

20

21

22

23

24

Horas con separación de mercados

Energía asignada por restricciones técnicas en España Años 08 a mar 2010 Variación 09: 39,9%

GWh/día 120

100

Como datos más significativos cabe mencionar que las energías involucradas fueron 9.512 GWh, con un coste para el sistema de 398,4 Me. Lo que supuso un coste unitario de 0,171 ce/kWh.

80

60

40

El precio en la primera fase de las energías a subir fue de 7,823 ce/kWh, y el de las de bajar 3,861 ce/kWh. Mientras que en la segunda fase fueron 3,820 ce/kWh y 3,600 ce/kWh, respectivamente.

20

0 ene 08

abr 08

Energía

jul 08

oct 08

ene 09

abr 09

jul 09

oct 09

ene 2010

Tendencia quincenal

Solución de restricciones técnicas en España

Volumen económico Me

Energía GWh Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic Total

46

Coste Total Me

Coste medio unitario ch/kWh

Precio medio fase I a subir ch/kWh

Precio medio fase I a bajar ch/kWh

Precio medio fase II a subir ch/kWh

Precio medio fase II a bajar ch/kWh

08

09

08

09

08

09

08

09

08

09

08

09

08

09

08

09

367 211 411 648 659 499 520 655 550 862 768 700

657 998 830 816 651 526 680 749 870 789 791 1.153

72,4 53,1 67,8 123,9 93,7 110,4 104,5 128,6 110,6 167,8 145,4 115,9

107,7 124,1 93,2 84,3 72,1 54,2 96,6 73,2 84,7 86,0 93,1 117,9

20,7 21,5 19,5 54,1 21,4 50,5 30,2 34,1 25,8 43,0 40,2 32,1

41,3 48,6 32,4 25,3 25,0 14,1 47,6 19,6 20,7 28,7 41,7 53,5

0,098 0,118 0,115 0,255 0,103 0,261 0,130 0,157 0,140 0,227 0,230 0,183

0,209 0,234 0,153 0,131 0,134 0,074 0,236 0,098 0,105 0,157 0,221 0,233

12,731 19,142 10,723 13,778 8,737 16,280 13,143 12,468 12,440 12,259 12,087 10,581

11,371 8,659 7,561 6,714 7,457 6,543 10,634 6,205 6,071 7,296 8,521 7,431

8,547 7,865 6,817 6,239 5,791 6,587 7,355 7,678 7,892 7,823 7,801 6,182

4,669 3,998 4,570 4,254 4,032 3,955 3,725 3,743 3,911 3,806 3,931 4,287

8,363 8,074 6,326 6,297 5,686 6,101 6,711 7,232 6,586 7,237 6,786 4,259

3,900 3,109 0,000 0,000 4,283 4,327 3,614 3,429 3,467 3,643 3,433 0,000

6,858 6,990 5,700 5,267 5,462 5,894 7,062 7,085 7,713 7,180 6,830 5,988

5,056 3,780 3,656 3,600 3,605 3,745 3,522 3,560 3,654 3,618 3,233 2,782

6.848

9.512

1.294

1.087

393,2

398,4

0,178

0,171

12,381

7,823

7,290

3,861

7,194

3,820

6,477

3,600

El proceso de regulación secundaria contrató una potencia media mensual de banda de 1.244 MW, valor prácticamente idéntico al del año anterior, con un coste de 141 Me, 34,27 % inferior al del año anterior.

producción de energías no gestionables las que incurren en desvíos mayores, si bien se ha observado una paulatina reducción de los mismos. Durante el año 2009 los desvíos medidos liquidados del sistema fueron 19.498 GWh de energía a subir y 16.043 GWh de energía a bajar.

En el cuadro del coste de la energía utilizada en la operación técnica del sistema se incluye el valor mensual de la energía contratada, el volumen económico asociado a la misma y el coste para el sistema tomando como referencia el mercado diario. El volumen de energía alcanzó el valor de 13.733 GWh, con un valor de 499,9 Me y un coste adicional para el sistema de 219,9 Me. Estas energías tuvieron un valor medio de 5,664 ce/kWh para las que se incorporaron al sistema y de 2,335 ce/kWh para las que se retiraron, lo que representa un descenso del orden del 30 % y 49 %, respectivamente, respecto del año anterior.

Los desvíos medidos correspondientes a las energías a subir cobraron un precio medio de 3,03 ce/kWh, mientras que las energías a bajar pagaron un precio medio de 4,08 ce/kWh. Coste fijo del servicio complementario de regulación secundaria en España Potencia media de la banda MW 08

Precio medio ponderado ch/kWh

09

08

09

08

09

08

09

Dic

1.312 1.278 1.231 1.215 1.198 1.227 1.258 1.252 1.235 1.217 1.236 1.268

31,3 28,2 24,0 11,5 11,5 13,0 14,3 18,3 15,6 15,9 13,9 16,9

17,5 22,7 12,9 9,3 9,1 8,4 6,9 8,8 7,6 8,4 13,3 16,2

0,129 0,126 0,109 0,054 0,055 0,062 0,062 0,085 0,075 0,076 0,064 0,074

0,074 0,110 0,062 0,049 0,046 0,041 0,031 0,041 0,037 0,041 0,065 0,072

3,108 3,066 2,420 1,218 1,198 1,379 1,459 1,899 1,656 1,654 1,437 1,657

1,662 2,448 1,311 0,978 0,943 0,886 0,671 0,868 0,785 0,860 1,419 1,601

Media

1.243

1.244

214,5

141,0

0,081

0,056

1,854

1,210

Feb Mar Abr May Jun Jul

Las energías de los procesos de operación técnica del sistema tienen como finalidad resolver con antelación, o en tiempo real, los desvíos del mismo. Puede considerarse que éstos se sitúan en unos porcentajes aceptables, siendo las unidades de

Coste medio unitario ch/kWh

1.284 1.266 1.244 1.221 1.200 1.211 1.247 1.224 1.239 1.225 1.277 1.282

Ene

Desvíos del programa final en el sistema eléctrico español

Volumen económico Me

Ago Sep Oct Nov

Coste de la energía utilizada en la operación técnica del sistema en España Volumen económico Me

Energía GWh 08 Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic Total

09

Coste Total Me

Precio medio unitario ch/kWh

Precio medio a subir ch/kWh

Precio medio a bajar ch/kWh

08

09

08

09

08

09

08

09

08

09

734 695 912 820 731 825 795 825 797 804 960 1.213

1.242 915 983 831 932 891 1.184 1.006 1.200 1.616 1.421 1.513

49,9 41,8 51,6 42,3 43,9 59,0 49,5 51,3 58,0 55,9 66,5 76,4

66,0 33,1 35,1 27,4 29,8 32,4 61,9 38,6 36,8 46,2 39,5 53,0

15,5 13,3 15,4 11,2 9,1 21,3 14,1 15,7 14,8 14,3 15,5 18,7

25,6 13,9 13,5 9,9 12,6 12,7 33,1 8,4 15,0 24,5 22,4 27,9

0,004 0,018 0,006 0,002 0,003 0,005 0,011 0,013 0,012 0,001 0,005 0,020

0,012 0,011 0,016 0,007 0,004 0,008 0,015 0,015 0,025 0,050 0,027 0,044

8,897 8,445 7,361 6,561 6,788 8,853 8,425 8,534 9,096 8,522 8,155 7,325

7,233 5,624 5,410 4,830 4,849 5,163 8,434 4,383 5,067 6,058 4,784 5,224

4,661 4,859 3,996 3,846 4,065 3,997 4,998 4,927 5,372 4,843 4,737 4,153

3,126 2,613 2,590 2,505 2,245 2,314 2,516 2,740 2,461 2,291 1,705 1,561

10.110

13.733

646,2

499,9

178,9

219,9

0,008

0,020

7,983

5,664

4,577

2,335

47

Informe anual 2009

3. Evolución del mercado de la electricidad en España/Mibel Pago por capacidad en el sistema eléctrico español La Orden ITC/2794/2007 por la que se revisaban las tarifas eléctricas modificó el mecanismo de garantía de potencia, vigente desde 1999, sustituyéndolo por el de los pagos por capacidad compuesto por dos tipos de servicio: el servicio de disponibilidad y el incentivo a la inversión a largo plazo.

pagos por capacidad, estando obligados al pago, a partir del 1 de enero de 2008, únicamente los comercializadores y consumidores directos por la energía que adquieran a través de las diferentes modalidades de contratación y destinada a consumo interno español. Desde el 1 de julio de 2009 los comercializadores de último recurso participan en el mercado de producción estando obligados al pago por capacidad como el resto de comercializadores.

La Orden ITC/3860/2007, de 28 de diciembre, desarrolló la financiación de los

El pago por capacidad correspondiente al año 2009 fue de 481,8 Me lo que supuso

Pago por capacidad en el sistema eléctrico español Volumen económico Me Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic Total

Energía contratada en España

Mercado libre

C.U.R.

08

09

08

09

08

09

08

09

26,4 26,1 17,5 17,9 18,1 25,0 43,4 18,1 28,2 26,0 24,2 34,8

34,6 33,4 21,9 19,5 21,7 34,9 84,5 28,2 44,5 40,6 43,1 75,0

0,106 0,108 0,072 0,077 0,080 0,110 0,175 0,079 0,126 0,115 0,102 0,139

0,136 0,153 0,100 0,095 0,103 0,158 0,347 0,123 0,202 0,185 0,195 0,310

0,355 0,353 0,231 0,225 0,227 0,305 0,363 0,165 0,235 0,214 0,219 0,327

0,313 0,318 0,198 0,189 0,182 0,275 0,346 0,119 0,199 0,194 0,193 0,309

-

0,382 0,140 0,226 0,208 0,225 0,336

305,7

481,8

0,108

0,179

0,265

0,236

Volumen económico en España

GWh

Me Años 08 y 09

240.000

Años 08 y 09

16.000

210.000

14.000

180.000

12.000

150.000

10.000

120.000

8.000

90.000

6.000

60.000

4.000

30.000

2.000

0

0 M. Diario 2008

48

Coste medio unitario ch/kWh Conjunto del mercado

R. Técnicas 2009

M. Intradiario

Procesos OS

M. Diario 2008

R. Técnicas 2009

M. Intradiario

Procesos OS

Banda

P. capacidad

un incremento superior al 57 % respecto del año anterior y un pago unitario medio para el conjunto del mercado de 0,179 ce/kWh.

3.6. Precio horario final en el sistema eléctrico español Se denomina precio horario final al valor medio de la energía vendida o comprada en un periodo de tiempo, bien por el sistema, por un agente o por

un grupo de ellos. La Comisión Nacional de Energía es la responsable de la publicación de los precios horarios finales medios. Mensualmente se publican, entre otros, los precios finales de las comercializadoras de último recurso, mercado libre, demanda nacional y conjunto de unidades de adquisición. En el precio final publicado se incluyen los diferentes componentes del mismo: mercado diario, intradiario, restricciones, procesos de operación técnica y pago por capacidad.

Evolución del precio final y energía en España ce/kWh

Años 08 a mar 2010

18

GWh 900

16

800

14

700

12

600

10

500

8

400

6

300

4

200

2

100 0

0 ene 08

abr 08

Precio máximo

jul 08 Precio medio

oct 08 Precio mínimo

ene 09

abr 09

jul 09

oct 09

ene 2010

Energía

49

Informe anual 2009

3. Evolución del mercado de la electricidad en España/Mibel 4,0 ce/kWh, sin que la estacionalidad haya tenido influencia alguna.

3.6.1. Precio horario final, energía y contratación en el sistema eléctrico español

El precio horario final medio de la demanda nacional fue de 4,26 ce/kWh, lo que representa un descenso del 38,8 % respecto del año anterior, y un 4,6 % en energía.

Los precios finales del año 2009, tanto los mensuales como el anual, tienen dos características muy significativas: han experimentado un descenso en torno al 40 % respecto al año anterior y han tenido una estabilidad muy acusada a lo largo del año. Como se puede observar en los gráficos y cuadros siguientes, el precio mensual a partir del mes de marzo ha estado en el entorno de los

El precio horario final medio del conjunto de las distribuidoras (primer semestre) y de las comercializadoras de último recurso (segundo semestre), fue de 4,10 ce/kWh, lo que representa un descenso del 39,8 % respecto del año anterior.

Energía al precio horario final en España

Precio ponderado horario final en España Años 08 y 09 Variación 09: -38,8%

ce/kWh 8

Años 08 y 09 Variación 09: -4,6%

GWh 25.000

7 20.000 6 5

15.000

4 10.000

3 2

5.000 1 0

0 ene

feb

mar

2008

abr

may

jun

jul

ago

sep

oct

nov

dic

media

feb

mar

2008

Precio horario final de la distribución y CUR en España (*) 8

abr may jun

jul

ago

sep

oct

nov

dic

media

2009

Precio horario final de comercialización y clientes en España

Años 08 y 09 Variación 09: -39,8%

ce/kWh

Años 08 y 09 Variación 09: -41,0%

ce/kWh 8

7

7

6

6

5

5

4

4

3

3

2

2

1

1

0

0 ene

feb 2008

mar

abr

may

jun

jul

ago

sep

oct

nov

dic

2009

(*) A partir de julio de 2009 corresponde al comercializador de último recurso.

50

ene

2009

media

ene

feb 2008

mar

abr

may

2009

jun

jul

ago

sep

oct

nov

dic

media

El precio horario final medio del mercado libre fue de 4,24 ce/kWh, lo que supone una reducción del 41,0 % respecto del año anterior.

3.6.2. Componentes del precio horario final en el sistema eléctrico español El análisis de los componentes del precio horario final del año 2009 que figura a continuación se ha determinado para la demanda nacional, los comercializadores de último recurso y para el resto de los comercializadores y consumidores directos.

Demanda nacional Los componentes del precio horario final medio para el conjunto de la demanda nacional figuran en el cuadro adjunto.

El precio del mercado diario representa aproximadamente el 89% del precio final.

operación técnica, que suponen alrededor del 6,2 % del precio final respectivamente.

Como promedio, dicho precio final incorpora:

• El precio del mercado intradiario, que representa un -0,02 % del precio final.

• El precio del mercado diario, que representa aproximadamente el 89,3 % del precio final.

• El pago por capacidad que supone, en promedio, el 4,5 % del precio final.

• El coste derivado de la solución de restricciones técnicas, de la banda de regulación y de los procesos de

Componentes del precio horario final Mercado diario ch/kWh

Restricciones técnicas ch/kWh

Banda de regulación ch/kWh

Mercado Intradiario ch/kWh

Operación técnica ch/kWh

Pago por capacidad ch/kWh

Total ch/kWh

08

09

08

09

08

09

08

09

08

09

08

09

08

09

Dic

7,211 7,026 6,023 5,695 5,707 5,963 6,950 7,131 7,437 7,125 6,829 5,917

5,165 4,203 3,898 3,781 3,754 3,748 3,518 3,537 3,667 3,649 3,388 3,241

0,096 0,101 0,108 0,242 0,112 0,276 0,148 0,179 0,147 0,232 0,207 0,161

0,215 0,250 0,168 0,140 0,135 0,090 0,318 0,104 0,120 0,163 0,214 0,262

0,129 0,126 0,108 0,054 0,055 0,062 0,062 0,085 0,075 0,076 0,064 0,074

0,074 0,110 0,062 0,049 0,046 0,041 0,031 0,041 0,037 0,041 0,065 0,072

0,001 0,001 0,001 0,001 0,000 0,000 0,000 0,000 0,001 -0,002 -0,002 -0,001

-0,001 -0,002 -0,001 -0,001 -0,002 -0,002 0,000 -0,001 -0,002 -0,005 -0,004 -0,003

0,008 0,017 0,020 0,006 0,007 0,009 0,015 0,015 0,017 0,005 0,008 0,028

0,004 0,018 0,023 0,017 0,018 0,015 0,020 0,020 0,035 0,066 0,048 0,066

0,108 0,115 0,079 0,075 0,077 0,113 0,176 0,062 0,109 0,106 0,100 0,142

0,147 0,161 0,110 0,102 0,111 0,170 0,374 0,132 0,216 0,199 0,212 0,332

7,553 7,386 6,339 6,073 5,958 6,423 7,351 7,472 7,786 7,542 7,206 6,321

5,604 4,740 4,260 4,088 4,062 4,062 4,261 3,833 4,073 4,113 3,923 3,970

Media

6,589

3,806

0,166

0,184

0,081

0,056

0,000

-0,002

0,016

0,029

0,113

0,191

6,965

4,265

Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov

51

Informe anual 2009

3. Evolución del mercado de la electricidad en España/Mibel • El coste derivado de la solución de restricciones técnicas, de la banda de regulación y de los procesos de operación técnica, que suponen alrededor del 6,5 % del precio final respectivamente. • El precio del mercado intradiario que representa un 0,0 1% del precio final. • El pago por capacidad que supone, en promedio, el 2,6 % del precio final.

Comercializadoras de último recurso

Mercado libre El desglose del precio final, indicado en el gráfico adjunto, es el correspondiente al precio final de comercializadores, excepto los comercializadores de último recurso, y consumidores directos. Como promedio dicho precio final incorpora: • El precio del mercado diario, que representa aproximadamente el 87,9 % del precio final.

Componentes del precio horario final de la distribución y CUR (*) Año 2009

Los componentes del precio horario final medio para el conjunto de los comercializadores de último recurso que figuran en el cuadro adjunto incorporan a los distribuidores para el primer semestre del año y a los comercializadores de último recurso para el segundo.

Mercado diario ch/kWh

Restricciones técnicas

Dic

5,208 4,238 3,917 3,787 3,766 3,761 3,538 3,556 3,707 3,682 3,479 3,358

0,212 0,252 0,169 0,139 0,134 0,090 0,320 0,106 0,124 0,168 0,225 0,267

Media

3,909

0,187

Ene Feb Mar Abr May Jun Jul

Como promedio dicho precio final incorpora:

Ago Sep Oct Nov

• El precio del mercado diario, que representa aproximadamente el 90,9% del precio final.

ch/kWh

Banda de regulación ch/kWh

Mercado intradiario ch/kWh

Operación técnica ch/kWh

(*) Pago por capacidad ch/kWh

0,074 0,110 0,062 0,049 0,046 0,041 0,031 0,041 0,037 0,041 0,065 0,072

0,001 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,001 0,000 0,000 0,000 0,000 0,001

ch/kWh

0,027 0,024 0,027 0,019 0,020 0,016 0,020 0,020 0,037 0,073 0,055 0,067

0,382 0,140 0,226 0,208 0,225 0,336

5,521 4,624 4,175 3,995 3,966 3,908 4,292 3,864 4,131 4,171 4,050 4,101

0,058

0,000

0,032

0,113

4,300

Operación técnica ch/kWh

Pago por capacidad ch/kWh

Total

ch/kWh

Total

(*) Hasta junio de 2009 corresponden al PHF de la distribución

Componentes del precio horario final de la comercialización y consumidores directos Año 2009

Mercado diario ch/kWh

Restricciones técnicas

Dic

5,117 4,165 3,882 3,775 3,746 3,739 3,505 3,524 3,644 3,631 3,342 3,169

Media

3,727

Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov

52

ch/kWh

Banda de regulación ch/kWh

Mercado intradiario ch/kWh

0,223 0,250 0,167 0,141 0,135 0,090 0,317 0,103 0,118 0,161 0,209 0,260

0,074 0,110 0,062 0,049 0,046 0,041 0,031 0,041 0,037 0,041 0,065 0,072

-0,002 -0,005 -0,002 -0,003 -0,004 -0,003 -0,001 -0,001 -0,003 -0,007 -0,005 -0,005

-0,006 0,015 0,013 0,016 0,017 0,015 0,020 0,020 0,034 0,062 0,044 0,066

0,338 0,340 0,218 0,199 0,192 0,291 0,369 0,127 0,210 0,194 0,205 0,330

5,744 4,875 4,339 4,177 4,132 4,172 4,242 3,813 4,040 4,082 3,859 3,891

0,182

0,054

-0,003

0,028

0,250

4,239

• El coste derivado de la solución de restricciones técnicas, de la banda de regulación y de los procesos de operación técnica, que suponen alrededor del 6,3 % del precio final respectivamente. • El precio del mercado intradiario que representa un -0,1% del precio final. • El pago por capacidad que supone, en promedio, el 5,9 % del precio final.

3.7. Intercambios internacionales de electricidad Los intercambios internacionales de electricidad se regulan por la Orden ITC/4112/2005, de 30 de diciembre, por la que se establece el régimen aplicable para la realización de intercambios intracomunitarios e internacionales de energía eléctrica y por la Orden ITC/843/2007 de 28 de marzo.

3.7.1. El comercio internacional en el mercado español de electricidad en la actualidad La situación del comercio internacional de electricidad es necesario analizarla frontera por frontera, dado que los mecanismos que se utilizan para la gestión de los intercambios con Francia, con Portugal, con Marruecos y con Andorra son diferentes y producen resultados también diferentes.

53

Informe anual 2009

3. Evolución del mercado de la electricidad en España/Mibel Intercambios a través de la interconexión España-Francia En el caso de la frontera hispano-francesa, la capacidad comercial disponible con el resto de Europa a través de ella se sitúa de media en 2009 en 900 MW en sentido importador y en 500 MW en sentido exportador. Si se compara con la punta de demanda máxima del sistema español, de 45.450 MW el 17 de diciembre de 2007 a las 18:53 horas, esta capacidad de importación es muy escasa, en el entorno del 2 %, y la de exportación todavía más, en el entorno del 1,1 %. Sin embargo, en un futuro cada día más próximo, parece ser que aumentarán las capacidades comerciales, y su correcta utilización contribuirá, no sólo a aumentar la seguridad de suministro en Francia, España y Portugal, sino a mejorar la convergencia de precios de la energía eléctrica entre España y Francia (realmente entre los precios en la Península Ibérica y los precios en Europa). Por todo lo anterior, es de la máxima urgencia poner en servicio procedimientos y mecanismos que aseguren que en todas las horas en las

que la capacidad comercial sea suficiente, los precios sean los mismos a ambos lados de la interconexión, y que en caso de ser diferentes, aseguren la plena utilización de la capacidad comercial disponible en el sentido económicamente eficiente. Durante el año 2009 han continuado en operación en esta interconexión las subastas explícitas de las opciones de utilizar la capacidad de interconexión en los dos sentidos, Francia hacia España y España hacia Francia, incorporando también dos subastas intradiarias, lo que supone la aplicación de la primera de las fases previstas en la Orden ITC/4112/2005, anteriormente citada. El resultado de la aplicación parcial de esta normativa no ha sido siempre coherente con los precios relativos de España y Francia en el mercado diario, que es el mercado relevante. El hecho de que los intercambios finales de energía en tiempo real se hayan desarrollado durante el año 2009 con normalidad, conforme a las señales de precio existentes en España y en Francia, no modifica la distorsión que se ocasiona en los precios del mercado diario que, como ya se ha

Capacidad de intercambio con Francia y energía casada en el mercado + bilateral MWh

Años 08 a mar 2010

1.000

500

0

-500

-1.000

-1.500 ene 08

abr 08

jul 08

Capacidad de importación no ocupada

54

oct 08 Importación

ene 09

abr 09

Capacidad de exportación no ocupada

jul 09 Exportación

oct 09

ene 2010

señalado son los relevantes a efectos del mercado de producción. Es urgente avanzar en la implementación del proyecto de acoplamiento de precios entre Regiones Europeas, para solucionar de una forma definitiva que los intercambios de energía eléctrica entre España y Francia respondan a las señales de precio existentes en los mercados diarios y progresar en la integración del Mercado Ibérico en el conjunto del mercado europeo.

Exportación a Francia GWh

Años 08 a mar 2010

600

500

400

300

200

100

0 ene 08

abr 08

jul 08

Mercado organizado

oct 08

ene 09

abr 09

jul 09

oct 09

ene 2010

Contrato bilateral

Importación de Francia GWh

Años 08 a mar 2010

800 700 600 500 400 300 200 100 0 ene 08 Contrato REE-EDF

abr 08

jul 08

oct 08

ene 09

abr 09

jul 09

oct 09

ene 2010

Mercado

55

Informe anual 2009

3. Evolución del mercado de la electricidad en España/Mibel Intercambios a través de la interconexión España-Portugal En el caso de la frontera hispano-lusa, la capacidad comercial disponible se sitúa de media en 2009 en 1.200 MW en sentido importador y en 1.200 MW en sentido exportador. Si se compara con la punta de demanda máxima del sistema portugués, de 9.217 MW, esta capacidad de importación es razonablemente alta, en el entorno del 13 %, siendo la de exportación también del orden del 13%.

Desde la implantación de los mercados diarios e intradiarios Ibéricos en julio de 2007, con un proceso de formación de precios por separación de mercados en caso de agotarse la capacidad comercial disponible, el funcionamiento de los mercados diario e intradiarios ha sido plenamente satisfactorio, proporcionando las señales de precio a la inversión que han tenido como consecuencia que en 2009 únicamente el 24,8 % de las horas los precios hayan sido diferentes en España y en Portugal, mientras que en los primeros seis

Capacidad de intercambio con Portugal y energía casada en el mercado + bilateral MWh

Años 08 a mar 2010

2.000 1.600 1.200 800 400 0 -400 -800 -1.200 -1.600 -2.000 ene 08

abr 08

jul 08

Capacidad de importación no ocupada

oct 08 Importación

ene 09

abr 09

Capacidad de exportación no ocupada

jul 09

oct 09

ene 2010

Exportación

Exportación a Portugal GWh

Años 08 a mar 2010

1.200

1.000

800

600

400

200

0 ene 08

abr 08

Mercado organizado

56

jul 08

oct 08

ene 09

abr 09

jul 09

oct 09

ene 2010

meses de funcionamiento del proceso de separación de mercados fueron diferentes el 80,6 % de las horas y en el 2008 lo fueron el 61,7 % de las horas. En junio de 2009 se realizó la primera subasta financiera de los contratos de las diferencias de precio entre los precios del mercado diario en España y en Portugal, que proporciona la herramienta de cobertura de riesgo a plazo que faltaba para que los agentes puedan realizar los SWAPS de energía que sean de su interés entre productores y consumidores localizados en España y en Portugal. Con la incorporación de

esta herramienta de cobertura de riesgo, la gestión de la interconexión entre España-Portugal se constituye en el mejor ejemplo de implementación práctica del modelo de futuro promovido por la Unión Europea. Los resultados que se muestran en los gráficos, en los que se representa la energía intercambiada en cada sentido por la interconexión, son el reflejo de que las energías se han intercambiado en todas las horas entre España y Portugal conforme a las señales de precio del mercado reales y alcanzables por todos los agentes de ambos países.

Importación de Portugal GWh

Años 08 a mar 2010

400 350 300 250 200 150 100 50 0

ene 08

abr 08

jul 08

oct 08

ene 09

abr 09

jul 09

oct 09

ene 2010

Mercado organizado

57

Informe anual 2009

3. Evolución del mercado de la electricidad en España/Mibel Renta de congestión de la interconexión España-Portugal

Intercambios a través de la interconexión España-Marruecos

La renta de congestión de la frontera entre España y Portugal, obtenida como resultado de aplicar la diferencia de precios a la energía intercambiada, ha sido muy inferior a la del año anterior, tanto en el cómputo anual, 11,03 Me un 82,9 % inferior, como en la comparación mes a mes. La causa de esta reducción se debe a la igualación de precios en ambos países, junto a una reducción de los mismos.

En el caso de la frontera hispano-marroquí, la capacidad comercial se sitúa, de media para 2009 para exportación en 900 MW y para importación en 600 MW, tras la puesta en servicio del segundo circuito submarino entre España y Marruecos. Esta interconexión conecta el sistema eléctrico europeo con el sistema del COMELEC (Organización de integración eléctrica del norte de África) y ha tenido un flujo fundamentalmente exportador hacia

Marruecos durante 2009, junto con la aparición esporádica de algunas pequeñas exportaciones de electricidad desde Marruecos hacia España. Las exportaciones e importaciones a través de esta interconexión responden al funcionamiento del sector eléctrico en los países del COMELEC y al grado de liberalización existente en cada uno de ellos.

Renta de congestión en la interconexión hispano portuguesa Me

Años 08 a mar 2010

12

% 80 70

10

60 8 50 40

6

30

4

20 2

10 0

0 ene 08

abr 08

Renta mercado diario

jul 08

oct 08

Renta mercado intradiario

ene 09

abr 09

jul 09

oct 09

ene 2010

% horas con separación de mercados en el M.D.

Capacidad de intercambio con Marruecos y energía casada en el mercado + bilateral MWh

Años 08 a mar 2010

1.000 800 600 400 200 0 -200 -400 -600 -800 ene 08

abr 08

58

oct 08

jul 08

Capacidad de importación no ocupada

Importación

ene 09

abr 09

Capacidad de exportación no ocupada

jul 09 Exportación

oct 09

ene 2010

Intercambios a través de la interconexión España-Andorra El funcionamiento de los intercambios a través de esta interconexión responde a contratos comerciales de venta de energía por empresas comercializadoras.

Balance de importaciones y exportaciones por el conjunto de las interconexiones del sistema eléctrico español Como ya se ha indicado, el funcionamiento de los intercambios de electricidad por cada una de las interconexiones se realiza conforme a mecanismos diferentes. Los valores agregados de la energía exportada e importada, para el conjunto de todas ellas, y sus respectivos volúmenes económicos, se representan en los gráficos siguientes en los que se aprecia un acusado descenso de las importaciones y un aumento de las exportaciones, relacionados con la disminución de los precios en el mercado español.

Energía total de importación y exportación

Volumen económico de importación y exportación

GWh

Me Años 08 a mar 2010

1.800

Años 08 a mar 2010

60,0

1.600

50,0 1.400

40,0

1.200 1.000

30,0 800

20,0

600 400

10,0 200 0

0,0

08

09 Importación

Exportación

2010

08

09 Importación

2010

Exportación

59

Informe anual 2009

3. Evolución del mercado de la electricidad en España/Mibel

3.8. Resultados de las subastas administradas por OMEL Subastas CESUR Durante el año 2009 se celebraron tres subastas CESUR (subastas de contratos de energía para el suministro de último recurso), reguladas por la Orden ITC/400/2007, de 26 de febrero. La octava subasta CESUR se llevó a cabo el 26 de marzo de 2009. Esta subasta fue la última en la que se subastaron productos basados en entregas de electricidad a distribuidores. En ella se ofertaron simultáneamente un producto de carga base trimestral (desde las 0 a las 24 horas) consistente en el suministro horario de una cierta cantidad de energía en cada una de las horas del segundo trimestre de 2009, y un producto de carga punta a tres meses (producto punta trimestral), consistente en el suministro horario de una cierta cantidad de energía en cada una de las 12 horas de cada día, comprendidas entre las 8:00 y las 20:00 CET, de todos los días naturales, excepto sábados, domingos y festivos nacionales españoles, no sustituibles, durante el segundo trimestre del año 2009.

60

En la subasta participaron 30 entidades vendedoras (productores de régimen ordinario y de régimen especial, comercializadores y representantes de agentes), españolas y extranjeras. La cantidad total de energía subastada fue adjudicada a 21 agentes vendedores. Desde la novena subasta CESUR en adelante, se subastaron productos financieros sin entrega física, y los compradores fueron los cinco comercializadores de último recurso designados en el Real Decreto 485/2009, de 3 de abril. El precio de adjudicación resultado de estas subastas es el utilizado para la fijación de la tarifa de último recurso. Estas subastas son gestionadas por OMEL a través de su filial Omel Mercados Agencia de Valores S.A.U. El hecho de que las subastas no requieran posterior entrega física facilita una mayor participación, ya que no es necesario tener la condición de agente del mercado. En la novena subasta CESUR, que tuvo lugar el 25 de junio de 2009, se ofertaron dos productos por trimestre, producto carga base y producto carga punta, para el tercer y cuarto trimestre de 2009. El producto de carga base a tres meses consiste en la diferencia entre el precio de adjudicación del producto en la

subasta y el precio del mercado diario gestionado por OMEL durante todas las horas incluidas en el horizonte temporal subastado. El producto de carga punta a tres meses consiste en la diferencia entre el precio de adjudicación del producto en la subasta y el precio del mercado diario gestionado por OMEL para todas las horas comprendidas entre 8:00 y 20:00 CET, de todos los días naturales, excepto sábados y domingos. La cantidad total de energía subastada para el tercer trimestre de 2009 fue adjudicada en su totalidad a 29 vendedores y la correspondiente al cuarto trimestre de 2009 fue adjudicada en su totalidad a 30 vendedores. En la décima subasta CESUR, que se celebró el 15 de diciembre de 2009, se ofertaron igualmente dos productos por trimestre, producto carga base y producto carga punta, para el primer y segundo trimestre de 2010. La cantidad total de energía subastada para el primer trimestre de 2010 fue adjudicada en su totalidad a 25 vendedores y la subastada para el segundo trimestre de 2010 fue adjudicada en su totalidad a 27 vendedores.

Se utilizó un procedimiento de “subasta de reloj descendente” en el que, partiendo de unos precios de salida (diferentes en cada producto), se procedió a una reducción progresiva de los mismos en sucesivas rondas hasta llegar al equilibrio entre oferta y demanda en cada producto. Las cantidades subastadas y los precios de adjudicación de cada uno de los productos se pueden ver en el siguiente cuadro:

Resultado de las subastas Subasta

Periodo

Producto

Precio (e/MWh)

Cantidad (MWh)

7ª

1er trimestre 2009

Carga Base Carga Punta

58,86 66,84

3.400 200

8ª

2do trimestre 2009

Carga Base Carga Punta

36,58 38,22

2.400 450

9ª

3er trimestre 2009

Carga Base Carga Punta

42,00 47,60

4.800 670

9ª

4to trimestre 2009

Carga Base

45,67

5.000

Carga Punta

51,31

670

10ª

1er trimestre 2010

Carga Base Carga Punta

39,43 43,79

4.800 540

10ª

2do trimestre 2010

Carga Base Carga Punta

40,49 44,52

4.800 600

Todas las subastas se desarrollaron por medios telemáticos mediante el sistema informático de subastas de OMEL.

61

Informe anual 2009

3. Evolución del mercado de la electricidad en España/Mibel Producto base - 9ª y 10ª subasta CESUR e 50 45 40 35 30 25 20 15 10 5 0

1

3

5

7

9

Precio contrato

Los resultados de la liquidación de los productos financieros subastados correspondientes a los trimestres 3º de 2009, 4º de 2009 y 1º de 2010 se pueden ver en los siguientes gráficos.

Subastas de la diferencia de precios entre España y Portugal Las subastas de contratos por diferencia de precios entre el sistema eléctrico portugués y el español están reguladas en la Orden ITC/4112/2005, en la redacción dada por la Orden ITC/1549/2009 de 10 de junio.

11

13

15

17

19

Precio medio mercado

21

23

25

27

29

31

33

35

37 Semanas

25

27

29

31

33

35

37 Semanas

Diferencia

Producto punta - 9ª y 10ª subasta CESUR e 60

50

40

30

20

10

0

1

3

5

7

Precio contrato

9

11

13

15

17

Precio medio mercado

La primera subasta se llevó a cabo el 29 de junio de 2009. En ella se subastó el «contrato forward de cobertura para exportación de energía eléctrica de España a Portugal», con un horizonte temporal semestral correspondiente al segundo semestre de 2009, siendo de aplicación a todos los periodos del horizonte temporal del 1 de julio de 2009 al 31 de diciembre de 2009. La cantidad ofrecida como venta a subastar en el sentido de

62

19

21

23

Diferencia

exportación de España a Portugal por el Sistema Eléctrico Español fue de 100 contratos. Los adjudicatarios compradores pagan el resultado de la subasta y tienen el derecho a recibir el producto de los contratos adjudicados por la diferencia entre el precio en el sistema eléctrico portugués y el precio en el sistema eléctrico español, cuando esta diferencia es positiva, o la obligación de pagar la diferencia entre el precio español y portugués cuando esta diferencia es

Todas las subastas se desarrollaron por medio telemáticos mediante el sistema informático de subastas de OMEL.

positiva. Los vendedores reciben el resultado de la subasta y tienen las obligaciones de pago y derechos de cobro opuestos a los compradores. En la subasta participaron entidades españolas y extranjeras. La cantidad total de contratos adjudicados del producto semestral fue de 100, a un precio de 2,01 e/contrato. En la segunda subasta se subastó el «contrato forward de cobertura para exportación de energía eléctrica de España a Portugal», con dos horizontes temporales, un horizonte temporal semestral correspondiente al primer semestre de 2010, y un horizonte temporal anual correspondiente al año 2010. La cantidad ofrecida como venta en la subasta, en el sentido de exportación de España a Portugal, por el Sistema Eléctrico Español, fue de 200 contratos en el horizonte temporal correspondiente al primer semestre de 2010 y de 200 contratos en el horizonte temporal anual correspondiente al año 2010.

horizonte semestral ha sido de 200, a un precio de 0,49 e/contrato. Las subastas se desarrollaron a través de internet mediante el sistema informático de subastas de Omel, utilizándose un procedimiento de casación de ofertas “de tipo sobre”. Los resultados de los productos financieros subastados desde julio de 2009 se pueden ver en el siguiente gráfico.

Evolución de la diferencia entre el precio de adjudicación y la diferencia de precios entre España y Portugal (PMHport-PMH esp). Subasta interconexión e 4 3 2 1 0 -1 -2

La cantidad total de contratos adjudicados en el horizonte anual ha sido de 200, a un precio de 0,46 e/contrato. La cantidad total de contratos adjudicados en el

-3

jul 09

ago 09

sep 09

oct 09

nov 09

dic 09

ene 10

PMHpor-PMHesp Precio Contrato 2010S1 Precio Contrato 2010A1 PMHesp: Precio medio horario español. PMHpor: Precio medio horario portugués.

feb 10

mar 10

Precio Contrato 2009S2

63

Informe anual 2009

4

Síntesis de los cambios legislativos

El año 2009 ha sido un ejercicio de gran desarrollo y consolidación de las políticas energéticas, tanto en el ámbito europeo, con la publicación del tercer paquete legislativo, como también en el ámbito nacional y del Mercado Ibérico de Electricidad, donde se han desarrollado e implantado medidas enfocadas tanto a la regulación básica del sector eléctrico como específicamente del mercado de producción. 4.1. Normativa europea La novedad más destacable en el ámbito de normativa europea del sector energético ha sido la aprobación de las disposiciones englobadas dentro de la denominación genérica de “Tercer Paquete Energético”. El denominado “Tercer Paquete” está constituido por las siguientes disposiciones: • Directiva 2009/72/CE del Parlamento Europeo y del Consejo de 13 de julio de 2009 sobre normas comunes para el mercado interior de la electricidad y por la que se deroga la Directiva 2003/54/CE. • Directiva 2009/73/CE del Parlamento Europeo y del Consejo de 13 de julio de 2009 sobre normas comunes para el mercado interior del gas natural y por la que se deroga la Directiva 2003/55/CE.

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• Reglamento (CE) nº 713/2009 del Parlamento Europeo y del Consejo, de 13 de julio de 2009, por el que se crea la Agencia de Cooperación de los Reguladores de Energía. • Reglamento (CE) nº 714/2009 del Parlamento Europeo y del Consejo, de 13 de julio de 2009, relativo a las condiciones de acceso a la red para el comercio transfronterizo de electricidad y por el que se deroga el Reglamento (CE) nº 1228/2003. • Reglamento (CE) nº 715/2009 del Parlamento Europeo y del Consejo, de 13 de julio de 2009, sobre las condiciones de acceso a las redes de transporte de gas natural y por el que se deroga el Reglamento (CE) nº 1775/2005.

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Informe anual 2009

4. Síntesis de los cambios legislativos Dentro de las medidas fundamentales que aborda el Tercer Paquete Energético, y en lo que se refiere específicamente al sector eléctrico, podemos destacar: • Nuevo tratamiento otorgado a la separación efectiva de la actividad de transporte, mediante la posibilidad de utilizar diferentes modelos de gestión: desde el preferido por la Comisión (Modelo TSO), hasta los introducidos para aquellos países en los que el sistema de transporte se encuentra englobado aun en grupos empresariales verticalmente integrados. (Modelos ISO e ITO). • Creación de la Agencia de Cooperación de Reguladores de Energía (ACER), a efectos de lograr una mayor cooperación y coordinación entre los organismos reguladores nacionales. • Promoción de la cooperación entre los operadores del sistema mediante el establecimiento de la Red Europea de Operadores de Redes de Transporte (ENTSO-E), a efectos de procurar la coordinación de todos los operadores de las redes de transporte y la asignación a dicha Red de atribuciones

tanto consultivas como promotoras de nuevas medidas, entre ellas el desarrollo de códigos europeos de red. • Reforzamiento de la independencia y poderes de los reguladores nacionales, con el reconocimiento de nuevas funciones y potestades. • Impulso de medidas de fomento de una mayor transparencia. • Fomento de medidas de protección al consumidor principalmente a través del refuerzo de los derechos del consumidor (acceso a las informaciones sobre ofertas, consumo y posibilidades de cambio de suministrador más efectivas, etc.).

4.2. Normativa española 4.2.1. Suministro último recurso El Real Decreto 485/2009, de 3 de abril, por el que se regula la puesta en marcha del suministro de último recurso en el sector de la energía eléctrica, introduce un nuevo modelo, en el que la actividad de suministro a tarifa deja de formar parte de la actividad de distribución, tal como exige la Directiva 2003/54/CE, y pasa a ser ejercido en su totalidad por los comercializadores en libre competencia, siendo los consumidores de electricidad quienes eligen libremente a su comercializador. Asimismo, establece la obligación de crear las tarifas de último recurso, que son precios establecidos por la Administración para determinados consumidores, para quienes se concibe el suministro eléctrico como servicio universal y se determinan las empresas comercializadoras que deben asumir la obligación de suministro de último recurso.

realizar el suministro a los consumidores con derecho a tarifa de último recurso. Para ello esta actividad opera en régimen de libre competencia, pudiendo adquirir y vender la energía directamente en el mercado diario e intradiario, en el mercado a plazo, a generadores tanto del régimen ordinario como del régimen especial y a otros comercializadores, debiendo llevar a cabo esta actividad con separación contable, diferenciada de la actividad de suministro libre. La Orden ITC/1659/2009, de 22 de junio, por la que se establece el mecanismo de traspaso de clientes del mercado a tarifa al suministro de último recurso de energía eléctrica y el procedimiento de cálculo y estructura de las tarifas de último recurso de energía eléctrica, como desarrollo del Real Decreto 485/2009, anteriormente citado, establece la estructura de las tarifas de último recurso aplicables a los consumidores de baja tensión con potencia contratada hasta 10 kW, y sus peajes de acceso correspondientes, fijando asimismo el procedimiento de cálculo del coste de producción de energía eléctrica que incluirán las tarifas de último recurso y los costes de comercialización que le corresponden a cada una de ellas.

4.2.2. Oficina de Cambios de Suministrador El Real Decreto 1011/2009, de 19 de junio, por el que se regula la Oficina de Cambios de Suministrador, designa a dicha Oficina como la entidad en la que recae la responsabilidad de la supervisión de los cambios de suministrador, conforme a los principios de transparencia, objetividad e independencia y atribuye a la Comisión Nacional de Energía la supervisión de la misma.

4.2.3. Déficit Tarifario y Bono Social La particularidad de los comercializadores de último recurso consiste en la obligación adicional establecida para determinados comercializadores de

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El Real Decreto-Ley 6/2009, de 30 de abril, por el que se adoptan determinadas medidas en el sector energético y se

aprueba el bono social, introduce, entre otras previsiones, una f’órmula estructurada de financiación del déficit tarifario, y el propio régimen jurídico de dicho déficit, y a su vez regula la puesta en marcha de un bono social. Asimismo establece mecanismos, respecto al sistema retributivo de las instalaciones del régimen especial, mediante la creación de un registro de pre-asignación de retribución.

intercambios intracomunitarios e internacionales de energía eléctrica, regula, a través de un procedimiento de subastas, la creación de instrumentos financieros de cobertura del riesgo de precios. En desarrollo de dicha Orden, se han aprobado las Resoluciones de la Secretaría de Estado de Energía de 16 de junio de 2009 y de 27 de noviembre de 2009 que determinan, entre otras provisiones, las reglas de las citadas subastas.

4.2.4. Peajes y Tarifas La Orden ITC/1723/2009, de 26 de junio, procede a revisar los peajes de acceso a partir de 1 de julio de 2009 y las tarifas y primas de determinadas instalaciones de régimen especial; y la Orden ITC/3519/2009, de 28 de diciembre, establece la revisión de los peajes de acceso a partir de 1 de enero de 2010 y las tarifas y primas de las instalaciones del régimen especial.

4.2.5. Tratamiento intercambios internacionales energía La Resolución de 28 de Mayo de 2009, de la Secretaría de Estado de Energía, por la que se aprueba el procedimiento de operación del sistema 4.1 y se autoriza la aplicación de las reglas conjuntas de asignación de capacidad para la interconexión Francia-España (Reglas IFE versión 3.0), tiene como objetivo desarrollar el proceso para la resolución de las congestiones en la interconexión Francia-España mediante el sistema de subastas explícitas coordinadas (Fase I), establecido en el Anexo I de la Orden ITC/4112/2005, de 30 de diciembre, por la que se establece el régimen aplicable para la realización de intercambios intracomunitarios e internacionales de energía eléctrica. La Orden ITC/1549/2009, de 10 de junio, por la que se actualiza el anexo III de la Orden ITC/4112/2005, de 30 de diciembre, por la que se establece el régimen aplicable para la realización de

El apartado 2.5 del anexo III de la citada Orden ITC/1549/2009, ha asignado al Operador del Mercado Ibérico de Energía-Polo Español, directamente o a través de una filial, la organización y gestión de las subastas de contratos de diferencia de precios entre el sistema eléctrico español y portugués. Como consecuencia de dicha asignación, OMEL Mercados, filial del grupo OMEL, ha realizado las subastas de contratos de diferencia de precios, entre el sistema eléctrico español y portugués, correspondientes a junio y diciembre de 2009.

4.2.6. Régimen de financiación del operador del mercado A partir del 1 de julio de 2009 y de conformidad con lo dispuesto en la Orden ITC/1659/2009, de 22 de junio, por la que se establece el mecanismo de traspaso de clientes del mercado a tarifa al suministro de último recurso de energía eléctrica y el procedimiento de cálculo y estructura de las tarifas de último recurso de energía eléctrica, OMEL inicia su financiación a través de los precios que pagan los sujetos generadores, tanto del régimen ordinario como del régimen especial, que actúen en el ámbito del Mercado Ibérico de la Electricidad (por cada una de las instalaciones de potencia neta superior a 1 MW una cantidad mensual fija de 15 e/MW de potencia disponible, calculado en función de los correspondientes coeficientes

OMEL Mercados, filial del grupo OMEL, ha realizado las subastas de contratos de diferencias de precios entre el sistema eléctrico español y portugués.

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Informe anual 2009

4. Síntesis de los cambios legislativos El Operador del Mercado Ibérico (OMI) se estructurará en dos sociedades tenedoras de acciones, con sedes respectivamente en España y Portugal.

al régimen de configuración y actuación de los comercializadores y consumidores directos en el mercado, eliminando los regímenes de autorización para el ejercicio de las actividades de comercialización en el ámbito de la Ley 54/1997, de 27 de noviembre, del Sector Eléctrico, y la obligación de inscripción en el Registro para los comercializadores y consumidores directos en mercado de electricidad. Esta disposición ha sido desarrollada por el Real Decreto 198/2010, de 26 de febrero, por el que se adaptan determinadas disposiciones relativas al sector eléctrico a lo dispuesto en la Ley 25/2009, de modificación de diversas leyes para su adaptación a la ley sobre el libre acceso a las actividades de servicios y su ejercicio.

4.2.8. Procedimiento de resolución de las restricciones por garantía de suministro

reductores). La diferencia, positiva o negativa, que se produzca entre la cuantía resultante de la recaudación de los sujetos generadores, y la que se establezca anualmente por el Ministerio de Industria, Turismo y Comercio, tendrá la consideración de ingreso o coste liquidable, y será incluida en el proceso de liquidaciones de la Comisión Nacional de Energía.

4.2.7. Régimen de Comercializadores y Consumidores Directos La Ley 25/2009, de 22 de diciembre, de modificación de diversas leyes para su adaptación a la Ley sobre el libre acceso a las actividades de servicios y su ejercicio, más conocida como “Ley Ómnibus”, en su Título III (servicios Energéticos) introduce a través de los artículos 17, 18 y 19 una simplificación

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El Real Decreto 134/2010, de 12 de febrero, por el que se establece el procedimiento de resolución de restricciones por garantía de suministro y se modifica el Real Decreto 2019/1997, de 26 de diciembre, por el que se organiza y regula el mercado

de producción de energía eléctrica, aprueba el procedimiento de resolución de las restricciones por garantía de suministro que, básicamente, consiste en realizar aquellas modificaciones necesarias para cumplir los criterios de seguridad de suministro, con el menor impacto económico y medioambiental posible, y respetando las limitaciones que sea preciso establecer por seguridad del sistema. Asimismo establece la aplicación de un mecanismo posterior para la reducción de los valores programados, que se aplicará sobre las instalaciones térmicas de producción emisoras de CO2, siguiendo un orden de mérito descendente de los niveles de emisión de CO2 de las distintas instalaciones, y respetando las limitaciones de programa que sea preciso establecer por seguridad del sistema eléctrico. Para su aplicación la Comisión Nacional de Energía supervisará, los valores de emisión de cada una de las instalaciones térmicas de producción, como paso previo a la utilización de estos valores por parte del operador del sistema. A efectos de detectar la existencia de indicios de prácticas restrictivas de la competencia, la Comisión Nacional de Energía podrá solicitar información sobre

las ofertas presentadas en el mercado diario por las centrales que utilizan carbón autóctono como combustible, así como por aquellas otras instalaciones térmicas de producción emisoras de CO2 que pueden participar en el proceso de reducción de programas posterior a la resolución de restricciones por garantía de suministro.

4.2.9. Subastas CESUR El artículo 6 de la Orden ITC/400/2007, de 26 de febrero por la que se regulan los contratos bilaterales que firmen las empresas distribuidoras para el suministro a tarifa en el territorio peninsular, según redacción dada en la Orden ITC/1659/2009 de 22 de junio, ha designado al Operador del Mercado Ibérico de Energía, Polo Español, S.A., directamente o a través de una filial, como entidad responsable para la organización y gestión de las subastas CESUR. En este sentido, OMEL ha organizado la subasta CESUR celebrada en marzo de 2009, habiendo realizado también las tres anteriores por designación directa de la CNE, y OMEL Mercados Agencia de Valores, S. A. U. como filial de OMEL, las correspondientes a junio y diciembre de 2009. La configuración de cada subasta se realiza a través de las correspondientes resoluciones de la Secretaría de Estado de Energía por la que se establecen las características, y se aprueban las reglas y el contrato marco correspondiente a cada subasta y el coste de la misma. A partir de la subasta celebrada en junio de 2009 el producto es de carácter financiero, sin entrega física y es liquidado en función de la diferencia de precios entre el precio resultado de la subasta, y el precio medio de los precios horarios del mercado diario de electricidad. De conformidad con lo anterior, se han aprobado las correspondientes

resoluciones por parte de la Secretaría de Estado de Energía que han dado lugar a la celebración de las subastas CESUR en marzo, junio y diciembre de 2009.

4.2.10. Subastas de gas La Orden ITC/863/2009, de 2 de abril, por la que se regulan las subastas para la adquisición de gas natural que se utilizarán como referencia para la fijación de la tarifa de último recurso, designa en su disposición adicional primera a la sociedad Operador del Mercado Ibérico de Energía-Polo Español, S. A. (OMEL) a través de su filial OMEL Diversificación, S.A.U. como entidad responsable de organizar las siguientes subastas, para la adquisición de gas natural para el suministro a los consumidores protegidos por la tarifa de último recurso, las subastas para la adquisición de gas natural destinado a la operación y al nivel mínimo de llenado de las instalaciones de transporte, regasificación y almacenamiento subterráneo de gas y las subastas de asignación de la capacidad de los almacenamientos subterráneos de gas natural.

4.3. Normativa MIBEL

Con fecha del 11 de diciembre de 2009, se ha publicado en el BOE el Acuerdo de modificación del Convenio Internacional relativo a la constitución de un Mercado Ibérico de la energía eléctrica entre el Reino de España y la República Portuguesa de 1 de octubre de 2004, hecho en Braga el 18 de enero de 2008. En esta modificación se establece, entre otras previsiones, que el Operador del Mercado Ibérico (OMI) se estructurará en dos sociedades tenedoras de acciones, con sedes respectivamente en España y Portugal, y estará constituido por dos sociedades gestoras de mercado, una con sede en España, OMI-Polo Español (OMIE) que será sociedad gestora del mercado diario y otra con sede en Portugal, OMI-Polo Portugués (OMIP) que actuará como sociedad gestora del mercado a plazo. Ambas sociedades gestoras tendrán a su vez una participación del cincuenta por ciento (50 %) en la sociedad OMIClearSociedade de Compensação de Mercados de Energia S.G.C.C.C.C. S. A. . Los dos Consejos de Administración de las dos entidades gestoras, OMIE y OMIP, estarán compuestos por los mismos miembros y tendrán una misma presidencia y vicepresidencia, con alternancia, cada tres años.

El 1 de octubre de 2004 en la cumbre de Santiago de Compostela, se dio un significativo impulso a la puesta en marcha del MIBEL con la firma del Convenio Internacional entre España y Portugal para la constitución de un Mercado Ibérico de energía eléctrica. El Consejo de Ministros aprobó, con fecha 8 de noviembre de 2007, la modificación del citado Convenio con objeto de adaptarlo al Acuerdo alcanzado el 8 de marzo de 2007, entre los Ministros de Industria, Turismo y Comercio de España, y de Economía e Innovación de Portugal.

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Informe anual 2009

5

OMEL

Durante todos los días del año 2009 los mercados diario e intradiario han operado de forma plenamente satisfactoria. En el año se han celebrado 365 sesiones de mercado diario y 2.190 de mercados intradiarios, con un total de 14.652.527 transacciones de compra y de venta de energía. 5.1. Actividades encomendadas a OMEL por la Normativa del Mercado de Electricidad Al final de 2009 el número de agentes que operaban en OMEL ascendía a 686, de los que 582 participaban como productores y 104 como compradores, siendo 100 de ellos comercializadores (6 de último recurso) y 4 consumidores directos.

Por lo que respecta a la actividad relacionada con la liquidación y pagos de los mercados diario e intradiario, el número de facturas emitidas correspondientes al ejercicio 2009 ha sido de 170.349 (95.124 facturas de venta y 75.225 facturas de compra). Durante el año no se ha recibido ninguna reclamación por parte de los agentes relativa a las liquidaciones diarias, y sólo una relativa a los mercados, que fue desestimada por OMEL no afectando al normal desarrollo de la sesión.

Evolución del número de agentes de mercado 2008

2009

Agentes externos*

25

-

Comercializadores

56

94

3

4

13

-

700

582

-

6

Consumidores directos Distribuidores Productores Comercializadores de último recurso * Los agentes externos desde el 1/1/2009 se incluyen en los comercializadores

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71

Informe anual 2009

5. OMEL Las subastas de junio y diciembre han servido como referencia directa para fijar la tarifa de último recurso.

198 Me, en el 2009 el importe semanal ha rondado los 152 Me, consecuencia de la disminución de los precios del mercado y de la disminución de la energía contratada en el año 2009 con respecto a la del año 2008.

Orden ITC/1659/2009, asignó al Operador del Mercado Ibérico de Energía-Polo Español, directamente o a través de una filial, la organización y gestión de las subastas CESUR que se celebrasen desde la 9ª en adelante.

Comité de Agentes

En el año 2009 se han llevado a cabo por OMEL tres subastas CESUR, la 8ª en marzo, la 9ª en junio y la 10ª en diciembre. Las subastas de junio y diciembre, realizadas por OMEL a través de su filial Omel Mercados Agencia de Valores S.A.U., fueron las primeras cuyos resultados han servido como referencia directa para fijar la tarifa de último recurso del segundo semestre del 2009 y del primer semestre del 2010, respectivamente. En estas subastas se han ofertado productos de carga base trimestral para las 24 horas de cada día de la semana y productos de carga punta trimestral para todas las horas comprendidas entre las 8:00 y 20:00 hora central europea (CET), de todos los días de la semana, excepto sábados y domingos. Las subastas de junio y de diciembre han sido subastas financieras, a diferencia de las anteriores en las que el producto subastado consistía en la entrega de electricidad. En las subastas CESUR financieras la liquidación es la diferencia entre el precio de adjudicación y el precio del mercado diario.

En el año 2009 el Comité de Agentes del mercado (CAM) se ha reunido en 6 ocasiones, todas ellas sesiones ordinarias. Los temas más importantes tratados han sido los siguientes: • Análisis del funcionamiento del mercado y liquidación de las transacciones. • Información sobre las incidencias acaecidas en el funcionamiento del mercado, la liquidación y los procesos de cobros y pagos. • Propuesta de modificación de las Reglas de Funcionamiento del Mercado Diario e Intradiario de Producción de Energía Eléctrica presentada por OMEL.

En lo relativo al sistema de garantías, éste ha funcionado correctamente. Los agentes han dispuesto de garantías de operación suficientes para cubrir sus ofertas en el mercado, y cuando no ha sido así sus ofertas no han sido aceptadas. Todos los agentes han dispuesto de garantías de crédito suficientes. En cuanto al volumen económico, de los cobros y pagos de los agentes en el mercado diario e intradiario durante el año 2009 ha sido de 7.909 Me, inferior en un 23 % al volumen del año anterior (10.319 Me). Mientras que en el año 2008 el importe semanal abonado ascendía a niveles de

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• Realización del informe del Comité de Agentes del Mercado sobre la propuesta de adaptación de las Reglas de Funcionamiento de los Mercados Diario e Intradiario de Producción de Energia Eléctrica y del Contrato de Adhesión presentados por OMEL.

5.2. Subastas gestionadas en el ejercicio Subastas de electricidad La Comisión Nacional de Energía adjudicó a OMEL en el mes de julio de 2008, mediante un concurso público, la organización de las 4 siguientes subastas CESUR, de la 6ª a la 9ª. No obstante lo anterior, la Orden ITC/400/2007, de 26 de febrero, en la redacción dada por la

En todas las subastas hasta la 8ª inclusive, OMEL, en colaboración con OMICLEAR, actuó como gestor de garantías de los contratos de los adjudicatarios de la subasta con EDP Servico Universal y los distribuidores Eon Distribución, Hidrocantábrico Distribución Eléctrica y Unión FENOSA Distribución, en virtud de acuerdo firmado por OMEL/OMICLEAR con dichos compradores. Asimismo, OMEL actuó como gestor de facturación y cobros de todos aquellos vendedores que firmaron acuerdo con OMEL para la prestación de estos servicios. En la 9ª y 10ª subastas, se ha establecido en las respectivas Resoluciones que

aprueban las reglas y el contrato marco, la figura del gestor por defecto de garantías, liquidación, facturación, cobros y pagos, encomendada al administrador de la subasta. Omel Mercados Agencia de Valores, S.A.U. ha desempeñado esa función para todos los contratos resultado de dichas subastas desde julio de 2009. Otro tipo de subastas relacionadas con el mercado eléctrico han sido las subastas de contratos basados en la diferencia de precios entre el sistema eléctrico español y el sistema eléctrico portugués. Este nuevo tipo de subastas, también financieras, permiten cubrir los riesgos de diferencias de precios entre los dos sistemas eléctricos a los exportadores e importadores de energía eléctrica, facilitando el comercio de energía entre ambos países (“swaps” de energía). Dicha subasta está regulada en el anexo III de la Orden ITC/4112/2005, en su redacción dada por el artículo único de la Orden ITC/1549/2009 de 10 de junio, en la que también se encomienda a OMEL, directamente o a través de una filial, la realización de la subasta y la posterior liquidación de las cantidades adjudicadas.

Se han realizado, a través de Omel Mercados Agencia de Valores S.A.U., dos subastas que han cubierto, respectivamente, el segundo semestre de 2009, en la primera de ellas realizada en junio de 2009, y en la segunda, realizada en diciembre de 2009, se han subastado dos productos con dos horizontes distintos, el primer semestre de 2010 y el año 2010 completo.

de Base subastado en el periodo de julio de 2009 a junio de 2010 correspondió a una cantidad nominal mensual de 300 GWh. El producto Gas de Invierno subastado ascendió a las siguientes cantidades mensuales: Noviembre 2009

200 GWh

Diciembre 2009

750 GWh

Enero 2010

750 GWh

Febrero 2010

750 GWh

Marzo 2010

300 GWh

Subastas gas Adicionalmente, OMEL ha llevado a cabo en el año 2009 determinadas subastas de productos relacionados con el gas natural. En este sentido, en junio de 2009 OMEL, a través de su filial OMEL Diversificación, celebró la primera subasta para la adquisición, por parte de los comercializadores de último recurso (CUR), de gas natural para el suministro a los consumidores de último recurso. Los productos objeto de la subasta incluyeron un gas de base, correspondiente a una cantidad preestablecida a entregar mensualmente en el periodo de julio de 2009 a junio de 2010 y que se materializa en suministros diarios, y un gas de invierno, definido por cantidades de gas natural a entregar en los meses de noviembre y diciembre de 2009 y enero, febrero y marzo de 2010. El producto Gas

El precio de compra por los comercializadores de último recurso del gas subastado quedó fijado en 16,18 e/MWh para el Gas de Base y en 19,77 e/MWh para el Gas de Invierno y fue adjudicado en el caso del Gas de Base a tres entidades vendedoras y en el caso del Gas de Invierno a cinco entidades vendedoras. También en 2009 se llevaron a cabo las segundas subastas de capacidad de almacenamiento subterráneo de la red básica de gas natural y las de adquisición de gas natural destinado a la operación y al nivel mínimo de llenado de las instalaciones de transporte, regasificación y almacenamiento subterráneo. Estas subastas produjeron resultados competitivos y eficientes.

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Informe anual 2009

5. OMEL La cantidad subastada de capacidad de almacenamiento subterráneo para el periodo de abril de 2009 a 31 de marzo de 2010 fue de 4.257 GWh, casi el triple que el año anterior. La capacidad subastada fue la restante, respecto a la capacidad total de almacenamiento subterráneo (28.069 GWh), después de que Enagás, como gestor técnico del sistema, asignara a las comercializadoras que lo solicitaron capacidad de almacenamiento subterráneo. La cantidad subastada se adjudicó al precio de 1.767 e/GWh. La cantidad total subastada en la subasta de adquisición de gas natural destinado a la operación y al nivel mínimo de llenado de las instalaciones de transporte, regasificación y almacenamiento subterráneo fue, para el gas de operación “Full requirement”, para el gas talón 356.835 MWh y para el gas colchón 0 MWh. Esta cantidad fue adjudicada en bloques del 5 % del total a suministrar por los distintos conceptos para el periodo de 1 de julio de 2009 a 30 de junio de 2010. El precio del gas subastado quedó fijado en 14,65 e/MWh adjudicándose a dos comercializadores.

5.3. Presencia internacional Durante el año 2009 OMEL ha continuado su colaboración con las Asociaciones de Operadores del Mercado (APEx y Europex), participando en las iniciativas que ha planteado la UE a través del Foro de Florencia y en las iniciativas regionales de ERGEG, estando presente en todos aquellos grupos de trabajo que se han considerado relevantes para la actividad de la compañía.

5.3.1. APEx y Europex En la Asociación Mundial de Operadores (APEx), que cuenta en la actualidad con 45 miembros, y de la que se han

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celebrado 3 reuniones del consejo de administración, OMEL ha continuado ejerciendo la presidencia hasta julio de 2009. Asimismo, se ha participado activamente en la organización, en cooperación con NE-ISO, de la Conferencia Anual de APEx, celebrada en Boston (EEUU) los días 11, 12 y 13 de octubre. Con relación a Europex, se ha participado activamente en los trabajos encomendados por el Foro de Florencia a la asociación y en particular en la elaboración de las recomendaciones del Project Coordination Group liderado por la asociación de reguladores (ERGEG) y la Comisión Europea (EC). También ha habido participación de OMEL en los grupos de mercado diario, mercado intradiario y mercados a plazo. El informe final se presentó en el Foro de Florencia de diciembre de 2009. Adicionalmente, OMEL ha participado de forma activa en los grupos de trabajo de EuroPEX relativos a gestión de congestiones en las interconexiones de las redes eléctricas, al desarrollo de los mercados de gas, al desarrollo de los mercados de plazo y de futuros, y al estudio de mecanismos, en lo posible

OMEL, ha continuado su colaboración con las Asociaciones de Operadores del Mercado (APEx y Europex).

basados en el mercado, para fomentar el desarrollo de la producción del régimen especial en los diferentes países de la UE.

5.3.2. Iniciativas UE: Foro de Florencia, Grupos de Trabajo y PCR A lo largo del año, bien OMEL directamente o bien como parte de delegaciones de la asociación EuroPEX, como ya se ha indicado, ha mantenido diversas reuniones con personas de la Comisión Europea encargadas de los temas de energía, así como con otras instituciones y asociaciones europeas (EFET, ETSO, GEODE, Eurelectric y ERGEG). Entre las actividades en las que se ha participado se encuentran la asistencia al Foro de Reguladores de Florencia celebrado los días 4 y 5 de junio y 10 y 11 de diciembre de 2009, y al Foro de Reguladores de Gas celebrado en Madrid los días 29 y 30 de mayo de 2009, en ambos casos en nombre de EuroPEX. También se ha participado en las reuniones convocadas por ERGEG para la iniciativa Regional del Sudoeste de Europa de los días 24 de febrero, 27 de marzo, 27 de mayo y 16 de octubre y en el Projet Coordination Group (PCG) con el objetivo de contribuir a que la Regulación Energética Europea contemple los requerimientos específicos del Mercado Ibérico y Español en los ámbitos del gas y de la electricidad. En la línea de avanzar hacia el mercado único europeo de la energía, en el segundo semestre de 2009 se alcanzó un acuerdo entre OMEL, el operador spot del mercado de los Países Nórdicos (Nord Pool Spot) y el operador del mercado spot de Francia y Alemania (EPEX Spot), para llevar a cabo un proyecto de colaboración entre sus respectivos mercados con el objetivo de progresar en el desarrollo de un modelo que permita la formación de un precio único de la electricidad.

En marzo de 2010 se unieron al proyecto APX-Endex, Belpex, y GME, con lo que la formación del precio spot de la electricidad se coordinará en un área geográfica que potencialmente comprendería Portugal, España, Italia, Bélgica, Holanda, Gran Bretaña, Francia, Alemania, Austria, Suiza, Dinamarca, Noruega, Suecia, Finlandia y el Báltico. La iniciativa está abierta a otros operadores del mercado y a otras áreas del mercado que se unirían en condiciones de igualdad y equidad.

PCR: a 6 PX cooperation to meet the requirements of the market, TSOs and Regulators Markets on which PCR can be first gradually implemented under a 6 PX cooperation covering an area approx. 2860 TWh of yearly power consumption.* Markets that could join next as part of an agreed European roadmap.

Cuando este proyecto de acoplamiento de los mercados de APX-Endex, Belpex, EPEX Spot, GME, NordPool Spot y OMEL entre en operación, el área geográfica que disfrutaría del mismo precio de la electricidad, en ausencia de congestiones en las interconexiones transfronterizas, abarcaría el 80 % del consumo eléctrico europeo (2.900 TWh).

5.3.3. El acoplamiento de mercados por precio: PCR. Descripción (*) Source: UCTE 2007 power consumption data.

Lo que se plantea es una casación descentralizada, que no requiera la existencia de un operador del mercado único y que, sin embargo, obtenga una solución de precios que cumpla con la condición de que los precios sean iguales en todas las áreas, si las interconexiones no están congestionadas, agotando la capacidad comercial en caso de fijar precios diferentes. Los operadores de mercado, una vez demostrada la viabilidad técnica de la solución propuesta, desarrollarán un algoritmo de casación del mercado diario, que será copropiedad de todos ellos, y que podrá ser ejecutado de forma simultánea por todos los operadores del mercado, produciendo los mismos resultados en cada uno de ellos. Cada operador del mercado continuará operando su mercado como en la actualidad: recibiendo las ofertas de venta y de compra de energías que serán producidas y consumidas en las áreas de precio de su ámbito de actuación.

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5. OMEL Cuando se cierre el periodo de aceptación de ofertas de los mercados, que será común para todos ellos, cada operador del mercado resumirá de forma anónima, de acuerdo a un formato común establecido, las ofertas recibidas y las pondrá a disposición del resto de los operadores de mercado. Con la información de todas las ofertas de todos los mercados y la información de todas las capacidades comerciales de interconexión, recibida de los operadores de los sistemas correspondientes, cada operador del mercado ejecutará el algoritmo de casación común y obtendrá los resultados de las posiciones netas y los precios de todas las áreas de precio del ámbito de actuación del PCR. Cada uno de los operadores del mercado pondrá a disposición de los demás operadores del mercado los resultados del algoritmo de casación para que todos puedan comprobar que los resultados sean idénticos. Una vez realizada esa comprobación, se publicarán los resultados globales de precios y posiciones netas por todos los operadores de los mercados. Con la información anterior, cada uno de ellos calculará los resultados de detalle de cada agente participante en su mercado y pondrá esa información a disposición del mismo. Una vez transcurrido el periodo de reclamaciones, común a todos los mercados, todos los operadores de los mercados publicarán la confirmación de la validez de la solución del mercado diario para el día siguiente.

Las características principales de la solución propuesta de acoplamiento de mercados por precio son: • La solución de los mercados diarios proporciona el precio y los intercambios netos correctos para todas las áreas de precio del ámbito de actuación del PCR. • La solución se diseña desde el principio abierta a la posibilidad de que otras áreas de precio se incorporen al PCR en el futuro. • Los operadores del sistema forman parte de la solución, al proporcionar la máxima capacidad comercial en las interconexiones posible en cada momento para su utilización por los mercados. • Se utilizan los procedimientos y medios técnicos existentes hoy en día en los operadores de mercado. La única parte que se modifica es el algoritmo de fijación de precios en el mercado diario que, si bien es la actividad fundamental de los operadores del mercado, está perfectamente delimitada. • La solución que se propone es de una alta fiabilidad. Puesto que el mismo algoritmo de casación se ejecuta en

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varios operadores del mercado con los mismos datos cada día, la fiabilidad de la solución está, por tanto, asegurada ante la eventual aparición de problemas en un operador concreto, ya que puede utilizar los resultados de los demás. • Como parte integrante del diseño del PCR, se incluye la posibilidad, si fuera necesario, del funcionamiento desacoplado de cada mercado nacional o regional. • La regulación aplicable a cada mercado será la misma que en la actualidad. El hecho de que en el tercer paquete regulatorio europeo se establezca la ACER (Agencia de Cooperación de los Reguladores de la Energía), simplificará la obtención de contestaciones alineadas de los reguladores de los diferentes países cuando se les presente para aprobación, a todos ellos, el mismo algoritmo de formación de precios y las modificaciones necesarias a las reglas de funcionamiento de cada uno de los mercados para adaptarse al mismo. • Los esquemas de supervisión de los mercados permanecen inalterados. Cada operador del mercado estará en disposición de responder de sus actuaciones.

• Las posibilidades actuales de introducir condiciones específicas en las ofertas que ofrecen cada uno de los mercados se modificarán únicamente si es imprescindible, una vez realizado el estudio de viabilidad del PCR. En síntesis, el acoplamiento de mercados por precio (PCR) es la forma natural que tienen los mercados nacionales y regionales de evolucionar para conseguir un funcionamiento correcto del mercado interior de electricidad. La iniciativa está abierta a otros operadores del mercado y a otras áreas del mercado que se unirían en condiciones de igualdad y equidad.

5.4. Los medios humanos y técnicos de OMEL 5.4.1. El entorno humano en OMEL La gestión que desarrolla OMEL para el funcionamiento del mercado, ha estado vertebrada en una adecuada combinación de medios personales y tecnología al servicio y desarrollo de sus actividades, para rentabilizar nuestros objetivos sociales. Como principales elementos de actuación en estos ámbitos destacamos: • Mantenimiento del nivel de empleo: Durante este ejercicio la plantilla final se ha mantenido en el entorno de 54 personas en OMEL, adecuada a la estructura organizativa y funcional existente. • Beneficios sociales: Los niveles retributivos y de beneficios sociales, se han mantenido en el nivel de las empresas de alta tecnología, con coberturas sociales de carácter general para toda la plantilla. El mantenimiento de estos beneficios ayuda a dar estabilidad al empleo, en un entorno muy competitivo de las áreas tecnológicas.

• Protección de la salud y la seguridad laboral: En el terreno de la seguridad y salud laboral cabe destacar, en el año 2009, el mantenimiento y mejora del sistema para eliminar los riesgos tanto en temas de salud como en la prevención de riesgos laborales, con los correspondientes planes de formación al respecto implantados en años anteriores. El sistema de gestión, basado en la vigilancia de la salud y prevención de riesgos, se desarrolla a través de: – Un servicio de prevención ajena. – Un comité de seguridad y salud laboral. • Política de formación y de desarrollo profesional de la plantilla: El mantenimiento y desarrollo de la política de capacitación consistente en la formación continua y el incentivo de actitudes innovadoras, esta basada en la cooperación e integración de esfuerzos, y el desarrollo de capacidades personales para incorporar los progresos tecnológicos a nuestro proyecto empresarial.

El entorno humano de OMEL tiene como elementos principales para destacar: • El mantenimiento del nivel de empleo. • La seguridad y salud laborales. • La politica de formación y desarrollo profesional.

El plan de formación continua se basa en planes de formación general, de formación específica y de formación en idiomas. Con planes definidos para la

Plantilla OMEL Año 2009

18% Administrativos 18 mujeres 11% Titulados medios

54 personas

Nivel de estudios

36 hombres

71% Titulados superiores

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5. OMEL mejora y mantenimiento del conocimiento de cada empleado en función del puesto que desempeña.

Además, se han impartidos cursos master dentro de acuerdos o en colaboración con las entidades siguientes:

En el año 2009 se invirtió en formación 74.000 e, de ellos 47.000 en formación en idiomas.

– – – – –

5.4.2. Actividades de Formación en las que participa OMEL Para el desarrollo de las actividades de formación, OMEL colabora en ámbitos nacionales e internacionales tanto con entidades del sector energético como con entidades educativas en general. Durante el año 2009, OMEL ha fomentado la actividad de formación, tanto en cursos impartidos en las instalaciones de OMEL para los agentes del mercado de electricidad y de empresas interesadas, como mediante la participación en master y jornadas especiales de colaboración con: instituciones públicas y privadas y otros ámbitos académicos que estén interesados en el sector eléctrico. De forma concreta, se han impartido cursos sobre el mercado de electricidad y sesiones de formación y pruebas de subastas CESUR de Electricidad, interconexión España-Portugal, subasta CUR de gas natural, subastas de almacenamiento de gas y subastas para la adquisición de gas natural destinado a la operación y al nivel mínimo de llenado de las instalaciones de transporte, regasificación y almacenamiento subterráneo.

Universidad Carlos III. Cremades-Repsol YPF. Universidad Pontificia de Comillas. Club Español de la Energía. Escuela de Organización Industrial.

Adicionalmente se ha participado en jornadas master, siempre dentro del área de Mercados, bien sea desde el punto de vista; económico-financiero, jurídico, tecnológico, etc., colaborando con la ETSII de Madrid, el Instituto de Fomento Empresarial, la Comisión Nacional de la Energía (Fundación Carolina), el Club Español de la Energía, la Universidad Rey Juan Carlos y la Universidad de Zaragoza.

5.4.3. Colaboraciones internacionales Como ya se ha indicado, se ha colaborado de forma permanente con EuroPEX y APEx, y de forma específica en reuniones con la Unión Europea junto con EuroPEX y en la organización de la conferencia anual en Boston de APEx. Por último destacar que también se colabora activamente en la publicación de la página Web de la Asociación Mundial de Operadores de Mercado (APEx).

5.4.4. Entorno tecnológico: evolución de los sistemas El mercado de electricidad español se configura como un mercado con un funcionamiento plenamente electrónico. Todas las operaciones de los agentes se realizan a través del sistema de contratación SIOM, configurándose como un portal de acceso al mercado y a los diferentes servicios proporcionados por OMEL. El diseño del sistema SIOM, basado en la utilización de la tecnología Internet, permite la participación en el mercado de

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agentes con unas necesidades y requerimientos muy distintos. Prima la simplicidad en el acceso y que no se requieran altos conocimientos informáticos para los usuarios. Desde el punto de vista del funcionamiento interno de la compañía, el sistema SIOM es la base de todas las operaciones realizadas por las áreas operativas, incluyendo el alta de agentes del mercado y mantenimiento de sus datos, las operaciones del mercado, las liquidaciones, facturación y procesos de cobros y pagos. Aparte de los desarrollos asociados a las apariciones de nueva regulación del mercado y al proceso continuo de mejora de las funcionalidades y prestaciones proporcionadas, durante 2009. Se han introducido en los sistemas de información de la compañía diversas modificaciones relevantes, destacándose: • La introducción de nuevas funcionalidades en los procesos de entrada y mantenimiento de datos por los agentes permitiendo la automatización y procesamiento automático de las solicitudes de los agentes por medio de un sistema con tecnología BPA. • El desarrollo de una nueva aplicación para la gestión y el seguimiento de las garantías proporcionadas por los agentes que simplifica el proceso de tratamiento de las garantías y facilita su mantenimiento por parte de los agentes. • El desarrollo del mecanismo de retribución de OMEL y su integración con los cobros del mercado. • La mejora de la infraestructura de operación, red y comunicaciones en el sistema principal de operación del mercado SIOM y en el de emergencia SIOME, dotándole de unas mejores

• El Comité de Agentes del Mercado con su directorio. Información sobre funciones, estructura, composición, sistema de atribución rotatoria de los cargos de presidente, vicepresidente y secretario y el reglamento interno de funcionamiento. • Informes mensuales sobre la evolución del mercado eléctrico e informes anuales y su histórico, junto con los informes de los auditores externos y la composición accionarial.

5.5. Objetivos para 2010

prestaciones y capacidades de tratamiento de la información, ante las cada vez superiores demandas del mercado en este aspecto. • Los procesos de mejora continua de los sistemas de seguridad del mercado, dotando a los sistemas SIOM y SIOME de mecanismos de seguridad más avanzados conforme a los avances que se están produciendo en este campo. • La adaptación del sistema de subastas para la realización de las diferentes subastas de productos energéticos llevadas a cabo en el año, incluyendo las subastas de productos gasistas, y las subastas financieras CESUR de electricidad y las de diferencia de precios España-Portugal Como consecuencia de esta filosofía de mejora continua de los sistemas de información, la tecnología existente en OMEL, que ha sido exportada a diversos mercados europeos (APX Holanda, al sistema de “trading” de Portugal, y al mercado de electricidad de la República Checa), ha mantenido durante este año un nivel de desarrollo y prestaciones avanzados. Se ha seguido colaborando en 2009 con el operador del mercado de electricidad de la República Checa,

realizando las necesarias mejoras y modificaciones al sistema para incrementar sus prestaciones y adaptarse a las necesidades del mercado checo de la electricidad.

5.4.5. Actividades de carácter corporativo La relación de OMEL con sus grupos de interés: accionistas, clientes y agentes, organismos reguladores, proveedores, medios de comunicación, entorno social, etc. Se articula a través de las acciones que se publican en su página Web corporativa, con una serie de informaciones sobre la Sociedad y sus órganos de gobierno, destacándose: • Las funciones de la Sociedad y sus estatutos sociales. • Marco legal aplicable a la Compañía y al sector eléctrico. • El Consejo de Administración: estructura orgánica, incluyendo la composición e identidad de los miembros, y su código de conducta de la Compañía, que afecta también a los directivos y empleados de la Sociedad.

El año 2010 se presenta como un año trascendente en el desarrollo y la consolidación de la liberalización en el Mercado Ibérico de la Energía y de su principal actor, el Operador del Mercado Ibérico (OMI) con la consiguiente puesta en marcha de su nueva estructura. El resumen de las líneas de actuación estratégica para este ejercicio serán las siguientes: • El funcionamiento eficaz de las operaciones de los mercados. • Adaptación del proceso del mercado en función de los plazos y contenidos de la nueva normativa y atención preferente a los agentes del mercado. • Desarrollo del OMI. • Desarrollo de las relaciones institucionales con especial atención al proyecto de integración de mercados europeos (PCR). • Desarrollo de estrategias, oportunidades y colaboraciones que incorporen valor añadido en relación con los nuevos desarrollos en mercados entornos energéticos. • Atención preferente al desarrollo tecnológico y de los recursos humanos de OMEL.

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Perspectivas de evolución del sistema eléctrico en el 2010 y en el próximo futuro

Las perspectivas del sistema eléctrico en el año 2010 están configuradas por la interacción de cuatro elementos: las previsiones de bajo consumo de electricidad, la abundante oferta de electricidad de origen renovable, el impacto de normativas recientes y la paulatina integración de los mercados de la Península Ibérica. Ha de hacerse referencia a un primer elemento, cual es la reducción de la demanda eléctrica. En efecto, la ligera caída esperada del PIB español en el 2010 provocará que la demanda de electricidad tenga unos niveles similares a los del año 2009 y ello a pesar de que en el primer trimestre del 2010 la demanda ha aumentado ligeramente con respecto al año 2009. Un segundo elemento viene dado por la mayor presencia de la producción de energía de origen renovable. En este sentido, a las condiciones meteorológicas de incremento de agua y viento que hemos tenido en el principio del año, se une a la puesta en funcionamiento de nuevas instalaciones de régimen especial, eólica y solar principalmente, lo que va a favorecer una producción de energía eléctrica de régimen especial que podrían alcanzar un record histórico en volumen y porcentaje de cobertura en el abastecimiento de la demanda de la

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península de alrededor de un 35 %. En este contexto, se espera que la participación de la electricidad de origen térmico en el abastecimiento del mercado, que ya disminuyó en el año 2009 en 10 puntos porcentuales, disminuya también en el año 2010. De hecho, si en el segundo semestre de 2010 se repitieran las condiciones meteorológicas del primer trimestre y el consumo fuera similar al del 2009, la participación de la electricidad de origen térmico (carbón, ciclos combinados y fuel-gas), alcanzaría en torno a un 30 % de la demanda, es decir, del orden de 16 puntos menos que el año 2008. La estabilización de la demanda y el gran volúmen de oferta de energías renovables y nuclear provoca una caída de los precios del mercado spot que ya se ha manifestado durante el primer trimestre de 2010 y se espera continúe con más o menos intensidad en función de las condiciones meteorológicas a lo largo del año.

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6. Perspectivas de evolución del sistema eléctrico en el 2010 y en el próximo futuro de ciclo combinado y de carbón importado. Tal sustitución provocará un aumento relativo de las emisiones de CO2 que se espera este más que compensada con la reducción de emisiones derivada de la mayor participación de las energías renovables.

Un tercer elemento que configurará el mercado en el año 2010 será la entrada en vigor de la regulación por la que se establecerá el procedimiento de resolución de restricciones por garantía de suministro, que favorece el funcionamiento de las centrales que utilizan carbón autóctono como combustible, lo que reducirá aún más el funcionamiento de las centrales

La aparición en julio de 2009 de los comercializadores de último recurso (CUR), como nuevos agentes con determinadas obligaciones de suministro a los consumidores acogidos a la tarifa de último recurso, ha aportado un mayor dinamismo al mercado eléctrico. A este respecto cabe señalar que los CUR deben comprar la electricidad que necesitan para los clientes en régimen de tarifa de último recurso a través de las denominadas subastas CESUR, y que el precio resultante de las mismas se considera directamente en el cálculo de dichas tarifas. La comparación entre los precios resultantes de las subastas CESUR y los precios del mercado spot del cuarto trimestre del 2009 y del primer trimestre del 2010 aconseja que la fecha de realización de las subastas se aproxime en la medida de lo posible al periodo al que éstas aplican, de manera que se pueda conseguir que las diferencias entre los precios resultantes de la subasta y los precios diarios del

mercado spot sean mínimas, tanto en positivo como en negativo. El cuarto elemento de cambio en el mercado eléctrico de 2010 es la consolidación del Mercado Ibérico. En efecto, el 11 de diciembre de 2009 entró en vigor el Acuerdo de modificación del Convenio Internacional relativo a la constitución de un Mercado Ibérico de la energía eléctrica entre el Reino de España y la República Portuguesa. Con la publicación de este Acuerdo se ha iniciado oficialmente la constitución del OMI, el cual entrará en funcionamiento durante el año 2010. Esta aprobación constituye un hito muy importante para el sector eléctrico ibérico ya que supone una etapa significativa de uno de los mercados regionales señalados por la Comisión Europea como antesala del mercado único europeo. En este sentido, en 2010 van a continuar los esfuerzos de la Comisión Europea y de la Asociación de Reguladores ERGEG por avanzar en la integración de los diferentes mercados de electricidad para llegar a un verdadero mercado único. OMEL, como parte integrante de la asociación de mercados de electricidad europeos (Europex), va a continuar colaborando con ellos en los diferentes grupos de trabajo existentes para alcanzar dicho fin. A lo largo del año 2010 continuará el desarrollo del proyecto PCR para la integración de los mercados de electricidad en la UE. La entrada en operación de este mecanismo permitirá mejorar el uso de las interconexiones existentes entre países europeos en un área que cubriría desde Portugal a Finlandia, que asegurará que los flujos de energía son coherentes con los precios y poder avanzar en la progresiva construcción del mercado único europeo. A la iniciativa actual, en la que durante el 2009 han trabajado OMEL, EPEX y Nord Pool, se han unido en marzo de 2010 APX-Endex (Reino Unido y

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Holanda), Belpex (Bélgica) y GME (Italia) y está abierta a que se unan a ella otros mercados. Una vez presentados los elementos claves que condicionan el mercado eléctrico español del año 2010 cabe mencionar tres cuestiones que pueden cambiar el panorama del mercado eléctrico en España en el medio plazo, pero cuyo impacto no es posible evaluar todavía: • En primer lugar, existen fundadas expectativas de que se va a proceder a una revisión de la regulación del sistema eléctrico que incluirá una revisión de los costes de los segmentos regulados y del sistema de apoyo a las energías renovables, incluyendo los procedimientos de selección y retribución a los proveedores de estas energías para adecuarla a la nueva realidad económica, a las previsiones de demanda y a la evolución tecnológica. Se espera que tal revisión promueva una reducción paulatina de la retribución de las tecnologías limpias y una participación creciente de las mismas en el suministro eléctrico de acuerdo con los objetivos marcados por la Unión Europea. • En segundo lugar, el incremento de la interconexión entre los sistemas eléctricos de España y Francia prevista para el año 2014 permitirá aumentar la capacidad exportadora e importadora de electricidad de España con el resto de Europa, del aproximadamente 3 % de demanda española actual al 6 %, aunque todavía estará lejos del 10 % de la potencia eléctrica instalada preconizado por la Unión Europea. El aumento de la capacidad de intercambio permitirá aprovechar mejor la electricidad generada a partir de energías renovables, especialmente la eólica, y aumentar la seguridad de suministro.

• En tercer lugar, la entrada en servicio del gasoducto del MEDGAZ a mediados de 2010, con una capacidad de 8 bcm, supondrá un cambio importante en el suministro de gas natural a la Península Ibérica y a Europa. La puesta en operación de este gasoducto mejorará el aprovisionamiento de gas natural a España, incrementando la oferta de producto, lo que aumentará la seguridad de suministro. En este sentido, es de destacar la importancia que representa este gasoducto para la seguridad de suministro de la Unión Europea, que impulsará el refuerzo de las interconexiones gasistas de España con Francia, lo que aumentará la integración de la red de gasoductos españoles con los europeos y permitirá vehicular una mayor cantidad de gas hacia el centro de Europa, con lo que países con una elevada dependencia de gas ruso podrían disponer de una mayor diversificación en sus fuentes de aprovisionamiento. Adicionalmente, se prevé que durante el año 2010 se produzca la primera titulización del déficit del sistema eléctrico. La Ley de Presupuestos para 2010 reserva dentro de los Avales del Estado un importe de 13.500 Me para garantizar las obligaciones económicas exigibles al Fondo de Titulización del déficit del sistema eléctrico.

Se ha iniciado oficialmente la constitución del OMI, el cual entrará en funcionamiento durante el año 2010.

Asimismo, en los próximos años se va a abrir un debate acerca de los beneficios y riesgos del uso de la energía nuclear y el futuro de ésta en España. En la sociedad está calando el sentimiento de que a priori no se puede prescindir de ninguna de las fuentes de energía que suministran electricidad, especialmente si no produce emisiones de CO2, y que es necesario diseñar una política energética que garantice en el futuro un adecuado suministro para todos los consumidores.

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Edita: OMEL Alfonso XI, 6 28014 Madrid www.omel.es Diseño y maquetación: Estudio Gráfico Juan de la Mata www.juandelamata.com Fotografías: José Javier Gonzaléz, Raul Santamaría, Ángel Antón, Andrés Hernández, Rafael Roa, y Banco de Imagen Impresión: Torreangulo

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